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Eni Bilancio consolidato 2009



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Note al bilancio consolidato - Esercizio 2008.Note al bilancio consolidato - Esercizio 2007.Note al bilancio consolidato - Passività finanziarie a lungo termineNote al bilancio consolidato - Le passività per altre imposte correntiNote al bilancio consolidato - Altre attività non correntiNote al bilancio consolidato - Attività per altre imposte correntiNote al bilancio consolidato - Proventi (oneri) non ricorrentiNote al bilancio consolidato - Principali flussi finanziariNote al bilancio consolidato - Incidenza dei flussi finanziari con parti correlateNote al bilancio consolidato - L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimonialeNote al bilancio consolidato - Incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economicoNote al bilancio consolidato - Esercizio 2009Note al bilancio consolidato - Esercizio 2009.Note al bilancio consolidato - Variazione del fair valueNote al bilancio consolidato - Esercizio 2008Note al bilancio consolidato - Esercizio 2007Note al bilancio consolidato - Ricavi netti della gestione caratteristicaNote al bilancio consolidato - Informazioni per area geograficaNote al bilancio consolidato - Informazioni per settore di attivitàNote al bilancio consolidato - Informazioni per settore di attività.Note al bilancio consolidato - Differenza tra aliquota fiscale teorica ed effettivaNote al bilancio consolidato - Imposte sul reddito.Note al bilancio consolidato - Altri proventi (oneri) su partecipazioniNote al bilancio consolidato - Effetto valutazione con il metodo del patrimonio nettoNote al bilancio consolidato - Proventi (oneri) su strumenti derivatiNote al bilancio consolidato - Valore netto dei proventi e oneri finanziariNote al bilancio consolidato - Proventi (oneri) finanziariNote al bilancio consolidato - Ammortamenti e svalutazioni.Note al bilancio consolidato - Compensi spettanti al key management personnelNote al bilancio consolidato - Valore di mercato delle opzioniNote al bilancio consolidato - L’evoluzione dei piani di stock optionNote al bilancio consolidato - Data di assegnazione opzioniNote al bilancio consolidato - Numero medio dei dipendentiNote al bilancio consolidato - Costo lavoroNote al bilancio consolidato - Pagamenti minimi futuriNote al bilancio consolidato - Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversiNote al bilancio consolidato - Altri ricavi e proventiNote al bilancio consolidato - Ricavi delle vendite e delle prestazioniNote al bilancio consolidato - Ricavi della gestione caratteristica.Note al bilancio consolidato - Altre informazioni sugli strumenti finanziariFattori di rischio e di incertezza - Impegni per investimentiNote al bilancio consolidato - Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali.Fattori di rischio e di incertezza - Pagamenti futuri a fronte di debiti commerciali e altri debitiNote al bilancio consolidato - Pagamenti futuri a fronte di debiti commerciali e altri debiti.Note al bilancio consolidato - Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarieNote al bilancio consolidato - Rischio commodityFattori di rischio e di incertezza - Rischio tasso di cambioNote al bilancio consolidato - Impegni e rischiNote al bilancio consolidato - GaranzieNote al bilancio consolidato - Esiti dell’allocazione definitiva del prezzo di acquistoStato patrimoniale riclassificato - Prospetto di raccordo del risultato d'esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidatiNote al bilancio consolidato - Decremento azioniNote al bilancio consolidato - Riserva per valutazione al fair valueNote al bilancio consolidato - Patrimonio netto di EniNote al bilancio consolidato - Capitale e riserve di terzi azionistiNote al bilancio consolidato - Altre passività non correntiNote al bilancio consolidato - Perdite fiscaliNote al bilancio consolidato - Natura delle differenze temporaneeNote al bilancio consolidato - Passività/Attività per imposte anticipateNote al bilancio consolidato - Passività per imposte differiteNote al bilancio consolidato - Variazioni della passività attuarialeNote al bilancio consolidato - Costi assistenza medicaNote al bilancio consolidato - Tipologie di attivitàNote al bilancio consolidato - Ipotesi attuarialiNote al bilancio consolidato - Costi delle passività per benefici verso i dipendentiNote al bilancio consolidato - Riconciliazione delle attività o passivitàNote al bilancio consolidato - Fondo benefici dipendenti attuarialiNote al bilancio consolidato - Fondi per benefici ai dipendentiNote al bilancio consolidato - Fondi per rischi e oneriNote al bilancio consolidato - Analisi dei prestiti obbligazionariNote al bilancio consolidato - L’analisi dell’indebitamento finanziario nettoNote al bilancio consolidato - Il valore di mercato dei debiti finanziari a lungo termineNote al bilancio consolidato - Fair value su contratti derivati non di coperturaNote al bilancio consolidato - Le passività finanziarie a lungo termineNote al bilancio consolidato - Le altre passività correntiNote al bilancio consolidato - Le passività per imposte sul reddito correntiNote al bilancio consolidato - Gli altri debitiNote al bilancio consolidato - I debiti commerciali e gli altri debitiNote al bilancio consolidato - L’analisi per valuta delle passività finanziarie a breve termineNote al bilancio consolidato - Passività finanziarie a breve termineNote al bilancio consolidato - Il fair value su contratti derivati non di coperturaNote al bilancio consolidato - Attività per imposte anticipateNote al bilancio consolidato - Credito residuoNote al bilancio consolidato - Altre attività finanziarieNote al bilancio consolidato - Altre informazioni sulle partecipazioniNote al bilancio consolidato - Fondo copertura perditeNote al bilancio consolidato - Altre partecipazioniNote al bilancio consolidato - PartecipazioniNote al bilancio consolidato - Valore netto delle altre partecipazioniNote al bilancio consolidato - Valore di mercato delle società quotate in borsaNote al bilancio consolidato - Valore netto delle partecipazioniNote al bilancio consolidato - PlusvalenzeNote al bilancio consolidato - Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio nettoNote al bilancio consolidato - Settore Ingegneria & CostruzioniNote al bilancio consolidato - Settore Gas & PowerNote al bilancio consolidato - Il saldo finale della voce goodwillNote al bilancio consolidato - Coefficienti di ammortamentoNote al bilancio consolidato - Attività immaterialiNote al bilancio consolidato - Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligoNote al bilancio consolidato - Attività materiali per settore di attivitàNote al bilancio consolidato - Immobilizzazioni in corsoNote al bilancio consolidato - Coefficienti di ammortamentoNote al bilancio consolidato - Svalutazioni per settore di attivitàNote al bilancio consolidato - Immobili, impianti e macchinariNote al bilancio consolidato - Fair value su contratti derivati non di coperturaNote al bilancio consolidato - Altre attività correntiNote al bilancio consolidato - Attività per imposte sul reddito correntiNote al bilancio consolidato - Rimanenze esposte al nettoNote al bilancio consolidato - RimanenzeNote al bilancio consolidato - Altri creditiNote al bilancio consolidato - Crediti esposti al netto del fondo svalutazioneNote al bilancio consolidato - Crediti commerciali e altri creditiNote al bilancio consolidato - Crediti commerciali e altri crediti.Note al bilancio consolidato - Effetti della valutazione al fair valueNote al bilancio consolidato - Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

Note al bilancio consolidato

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di 1.608 milioni di euro (1.939 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprendono attività finanziarie originariamente esigibili entro 90 giorni per 450 milioni di euro (616 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Le attività finanziarie esigibili entro 90 giorni riguardano essenzialmente depositi presso istituti finanziari con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore.

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita
Le altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita si analizzano come segue:

Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita

La voce Partecipazioni si riduce del valore di carico della partecipazione del 20% nel capitale sociale di OAO Gazprom Neft (2.741 milioni di euro) per effetto dell'esercizio dell'opzione di acquisto da parte di Gazprom il 7 aprile 2009 sulla base degli accordi contrattuali in essere con Eni. Il pagamento è stato effettuato il 24 aprile con un incasso per Eni di 3.070 milioni di euro (4.062 milioni di dollari USA al cambio del giorno). Eni aveva acquisito la partecipazione in Gazprom Neft il 4 aprile 2007 in esito all'aggiudicazione dell'asta per il secondo lotto degli asset della società russa in liquidazione Yukos. Il prezzo di esercizio dell'opzione corrisponde a quello di aggiudicazione (3,7 miliardi di dollari USA), detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo maturata fino alla data di pagamento e dei costi accessori di finanziamento.
I titoli di 348 milioni di euro (495 milioni di euro al 31 dicembre 2008) sono disponibili per la vendita. Al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009 Eni non deteneva attività finanziarie negoziabili.
Gli effetti della valutazione al fair value dei titoli si analizzano come segue:

Effetti della valutazione al fair value

I titoli strumentali all'attività operativa di 284 milioni di euro (310 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano titoli a copertura delle riserve tecniche della società assicurativa di Gruppo Eni Insurance Ltd (302 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Il valore di mercato dei titoli è stimato sulla base delle quotazioni di mercato.

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e gli altri crediti si analizzano come segue:

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 1.647 milioni di euro (1.251 milioni di euro al 31 dicembre 2008):

Crediti esposti al netto del fondo svalutazione

Il decremento dei crediti commerciali di 1.528 milioni di euro è riferito principalmente al settore Gas & Power (1.990 milioni di euro); questo decremento è stato parzialmente assorbito dall'aumento dei crediti commerciali del settore Refining & Marketing (380 milioni di euro).
I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e gli altri crediti scaduti e non svalutati riguardano principalmente rapporti verso amministrazioni pubbliche e altre controparti con elevata affidabilità creditizia per forniture di prodotti petroliferi, gas naturale e prodotti petrolchimici.
L'accantonamento al fondo svalutazione crediti commerciali di 260 milioni di euro (251 milioni di euro nel 2008) è riferito principalmente al settore Gas & Power (165 milioni di euro).
L'accantonamento al fondo svalutazione altri crediti di 206 milioni di euro (137 milioni di euro nel 2008) è riferito essenzialmente al settore Exploration & Production (205 milioni di euro) ed è dovuto principalmente alla svalutazione di crediti verso partner locali in joint venture affiliati ad Enti Statali in relazione ad investimenti non recuperabili dai "Petroleum Agreements" o a possibili revisioni delle quote partecipative della joint venture.
I crediti commerciali comprendono ritenute in garanzia per lavori in corso su ordinazione per 168 milioni di euro (213 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Altri crediti per 461 milioni di euro del settore Exploration & Production relativi al recupero di costi di investimento sono oggetto di arbitrato (227 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di 452 milioni di euro (487 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano principalmente crediti concessi a società controllate non consolidate, controllate congiunte e collegate per 245 milioni di euro (399 milioni di euro al 31 dicembre 2008), depositi a copertura delle riserve tecniche di Eni Insurance Ltd per 179 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e crediti per leasing finanziario per 19 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2008). Maggiori informazioni sui leasing finanziari sono riportati alla nota n. 12 - Altre attività finanziarie non correnti.
I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di 73 milioni di euro (337 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano per 67 milioni di euro depositi vincolati del settore Ingegneria & Costruzioni. Il decremento di 264 milioni di euro riguarda per 173 milioni di euro il rilascio del deposito vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario e per 88 milioni di euro il decremento dei depositi di Eni Insurance Ltd.
Gli altri crediti si analizzano come segue:

Altri crediti

I crediti per operazioni di factoring di 156 milioni di euro (171 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano la Serfactoring SpA e sono riferiti essenzialmente ad anticipazioni date a fronte di operazioni pro-solvendo e a crediti per operazioni pro-soluto. I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

Rimanenze
Le rimanenze si analizzano come segue:

Rimanenze

I lavori in corso su ordinazione di 759 milioni di euro (953 milioni di euro al 31 dicembre 2008) sono al netto degli acconti ricevuti dai committenti di 13 milioni di euro (274 milioni di euro al 31 dicembre 2008) corrispondenti al valore contrattuale dei lavori eseguiti. Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 103 milioni di euro (697 milioni di euro al 31 dicembre 2008):

Rimanenze esposte al netto

Gli utilizzi di 550 milioni di euro riguardano essenzialmente i settori Refining & Marketing (336 milioni di euro) e Petrolchimica (200 milioni di euro).

Attività per imposte sul reddito correnti

Le attività per imposte sul reddito correnti si analizzano come segue:

Attività per imposte sul reddito correnti

L'incremento di 583 milioni di euro delle attività per imposte sul reddito correnti è riferito essenzialmente ad Eni SpA che ha versato acconti di imposta in eccedenza rispetto alle imposte dovute nell'esercizio (430 milioni di euro).

Attività per altre imposte correnti
Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

Attività per imposte sul reddito correnti

Attività per altre imposte correnti

Altre attività correnti
Le altre attività correnti si analizzano come segue:

Altre attività correnti

Il fair value su contratti derivati non di copertura si analizza come segue:

Fair value su contratti derivati non di copertura

Il fair value dei contratti derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 698 milioni di euro (1.128 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguarda contratti privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.
Il decremento del fair value dei contratti derivati non di copertura di 430 milioni di euro si riferisce principalmente al settore Gas & Power (315 milioni di euro) e ad Eni SpA (160 milioni di euro).
Il fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge di 236 milioni di euro riguarda la Distrigas NV e si riferisce a operazioni di copertura del bilanciamento del portafoglio gas in caso di eccesso o carenza. Il fair value passivo relativo ai contratti con scadenza 2010 è indicato alla nota n. 19 - Altre passività correnti; il fair value attivo e passivo relativo ai contratti con scadenza successiva al 2010 è indicato rispettivamente alle note n. 14 - Altre attività non correnti e n. 24 - Altre passività non correnti. Gli effetti della  valutazione al fair value dei contratti derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 26 - Patrimonio netto e n. 30 - Costi operativi.
Gli impegni di acquisto e di vendita per i contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano rispettivamente a 25 e 603 milioni di euro.
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
Le altre attività di 373 milioni di euro (268 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprendono ratei e risconti per prestazioni di servizio anticipate di 104 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2008), per affitti e canoni di 35 milioni di euro (31 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e per premi assicurativi di 18 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari si analizzano come segue:

Immobili, impianti e macchinari

Gli investimenti di 12.300 milioni di euro (12.312 milioni di euro al 31 dicembre 2008) sono riferiti essenzialmente ai settori Exploration & Production (8.196 milioni di euro), Gas & Power (1.622 milioni di euro), Ingegneria e Costruzioni (1.615 milioni di euro) e Refining & Marketing (626 milioni di euro) e comprendono oneri finanziari per 222 milioni di euro (236 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riferiti essenzialmente ai settori Exploration & Production (77 milioni di euro), Ingegneria e Costruzioni (76 milioni di euro), Refining & Marketing (35 milioni di euro) e Gas & Power (32 milioni di euro). Il tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è compreso tra l'1,9% e il 3,7% (3,5% e il 5,1% al 31 dicembre 2008).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

Coefficienti di ammortamento

Le svalutazioni di 990 milioni di euro (1.343 milioni di euro al 31 dicembre 2008) si analizzano per settore di attività, al lordo e al netto del relativo effetto fiscale, come segue:

Svalutazioni per settore di attività

Le svalutazioni sono state determinate confrontando il valore di libro con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione e il valore d'uso. Considerata la natura delle attività Eni, le informazioni sul fair value degli asset sono di difficile ottenimento, salva la circostanza che un'attiva negoziazione sia in corso con un potenziale acquirente. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo continuativo (cd. cash generating unit). In particolare le cash generating unit sono rappresentate generalmente: (i) per il settore Exploration & Production dai campi o insiemi (pool) di campi quando in relazione ad aspetti tecnici, economici o contrattuali i relativi flussi di cassa risultano tra loro interdipendenti; (ii) per il settore Gas & Power dalle reti di trasporto, di distribuzione, relative facilities e impianti di stoccaggio e di rigassificazione del gas naturale coerentemente con le segmentazioni definite dalle Authorites per la definizione delle remunerazioni delle attività nonché dalle navi metaniere e dagli impianti di produzione di energia elettrica; (iii) per il settore Refining & Marketing: dagli impianti di raffinazione e dagli impianti, per Paese, afferenti i canali di distribuzione (rete ordinaria, autostradale, extra rete), con relative facilities; (iv) per il settore Petrolchimica: dagli impianti di produzione e relative facilities; (v) per il settore Ingegneria & Costruzioni l'intera Business Unit con riferimento all'offshore, all'onshore e alle Perforazioni Terra nonché i Rig di perforazione con riferimento alle Perforazioni Mare. Il valore recuperabile è  determinato sulla base del valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa attesi determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili: (i) dal piano industriale quadriennale approvato dalla direzione aziendale contenente le previsioni in ordine ai volumi, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio. Per gli anni successivi al quarto è stato utilizzato un tasso di crescita in termini nominali compreso tra lo 0 ed il 2%; (ii) per quanto riguarda i prezzi delle commodity, al più recente scenario di mercato redatto ai fini della verifica del valore recuperabile. Tale scenario tiene conto della stima dei prezzi correnti desumibili dal mercato per il futuro quadriennio e delle assunzioni di lungo termine a supporto del processo di pianificazione strategica del management Eni per gli anni successivi (v. "Criteri di valutazione").
I flussi di cassa al netto delle imposte sono attualizzati al tasso che corrisponde per i settori Exploration & Production, Refining & Marketing e Petrolchimica al costo medio ponderato del capitale di Eni rettificato per tener conto del rischio paese specifico in cui si svolge l'attività (WACC adjusted post imposte). Per il 2009 i WACC adjusted post imposte utilizzati ai fini della determinazione delle  svalutazioni sono aumentati in media di 0,5 punti percentuali rispetto al 2008 per effetto del maggior apprezzamento del rischio equity e del rischio paese da parte del mercato, parzialmente attenuati dalla riduzione della struttura dei tassi di interesse (costo del denaro e tasso "risk free"). I WACC adjusted 2009 sono compresi tra il 9% e il 13,5%. Il riferimento ai flussi di cassa e ai tassi di sconto al netto  delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte.
Nel settore Exploration & Production le principali svalutazioni hanno riguardato proprietà oil&gas sia con riserve certe sia di potenziale minerario essenzialmente nel Golfo del Messico, Australia, Congo, Egitto e Nigeria in funzione della revisione riserve e dell'aumento dei costi.

Nel settore Refining & Marketing i principali asset oggetto di svalutazione sono stati impianti di raffinazione per effetto delle prospettive negative dello scenario di raffinazione per il quale non si prevede un rapido rientro dei fattori di debolezza riscontrati nel 2009 e di fattori specifici degli impianti (bassa complessità).
Nel settore Petrolchimica i principali asset oggetto di svalutazione sono stati gli impianti del ciclo olefine-aromatici-polietilene di Porto Marghera e del Polo Siciliano per effetto del peggioramento dello scenario margini/volumi, in particolare per i prodotti maggiormente commoditizzati, dovuto alla contrazione della domanda, eccesso di capacità e delle previsioni di ulteriore inasprimento della pressione competitiva legato all'avvio di nuova capacità in Medio Oriente.
Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro di 511 milioni di euro riguardano principalmente imprese con moneta funzionale dollari USA (1.005 milioni di euro) e, in aumento, imprese con moneta funzionale corone norvegesi (339 milioni di euro).
Le altre variazioni negative di 146 milioni di euro comprendono la riclassifica ad attività destinate alla vendita per 421 milioni di euro, la vendita di attività materiali per 150 milioni di euro e, in aumento, la rilevazione iniziale e la variazione della stima dei costi per abbandono e ripristino siti di 289 milioni di euro, di cui 273 milioni di euro relativi al settore Exploration & Production. Le immobilizzazioni in corso e acconti comprendono unproved mineral interest come segue:

Immobilizzazioni in corso

Gli unproved mineral interest si riferiscono al costo di acquisizione del potenziale minerario in connessione a recenti business combination in Congo, Golfo del Messico, Turkmenistan e Algeria. Le variazioni dell'anno hanno riguardato per 935 milioni di euro la promozione a riserve certe del potenziale minerario per effetto del progressivo avanzamento delle attività di accertamento delle riserve e sviluppo/project sanction. Le svalutazioni di 285 milioni di euro sono dovute a revisioni negative delle riserve che hanno riguardato essenzialmente il Golfo del Messico e, in misura minore, la Nigeria. Il fondo svalutazione attività materiali ammonta a 4.692 e 5.680 milioni di euro rispettivamente al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009.
Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominale di 28 milioni di euro (29 milioni di euro al 31 dicembre 2008) rilasciate principalmente a fronte di finanziamenti ricevuti.
I contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a 1.335 milioni di euro (1.308 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Gli immobili, impianti e macchinari assunti in leasing finanziario ammontano a 28 milioni di euro (163 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e riguardano navi FPSO utilizzate dal settore Exploration & Production a supporto dell'attività di produzione e trattamento di idrocarburi per 19 milioni di euro e stazioni di servizio del settore Refining & Marketing per 9 milioni di euro. Il decremento di 135 milioni di euro è riferito essenzialmente all'esercizio dell'opzione di riscatto di una piattaforma di perforazione del settore Ingegneria & Costruzioni per 127 milioni di euro.
Gli impegni contrattuali in essere per l'acquisto di attività materiali sono indicati alla nota 28 - Garanzie, impegni e rischi - Rischio  liquidità.
Le attività materiali operate in regime di concessione sono commentate alla nota 28 - Garanzie, impegni e rischi - Attività in  concessione.

Attività materiali per settore di attività

Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo si analizzano come segue:

Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Le scorte d'obbligo, detenute essenzialmente da società italiane (1.184 e 1.724 milioni di euro, rispettivamente al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009), riguardano le quantità minime di greggio, prodotti petroliferi e gas naturale che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.

Attività immateriali

Le attività immateriali si analizzano come segue:

Attività immateriali

I costi per attività mineraria di 631 milioni di euro riguardano essenzialmente i bonus di firma corrisposti per l'acquisizione di titoli minerari esplorativi che sono ammortizzati linearmente lungo la durata del periodo esplorativo accordato dall'Ente concedente, ovvero svalutati integralmente in caso di rilascio o cessazione. La voce accoglie anche i costi di ricerca mineraria ammortizzati  interamente nell'esercizio di sostenimento che ammontano a 1.271 milioni di euro (1.715 milioni di euro nell'esercizio 2008).
Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di 671 milioni di euro riguardano principalmente i diritti di trasporto del gas naturale di importazione dall'Algeria (452 milioni di euro) e le concessioni di sfruttamento minerario (157 milioni di euro).
Le altre attività immateriali a vita utile definita di 1.626 milioni di euro riguardano principalmente: (i) la customer relationship e i contratti attivi in essere (order backlog) per complessivi 1.244 milioni di euro (1.355 milioni di euro al 31 dicembre 2008) rilevati a seguito dell'acquisizione di Distrigas NV. Tali asset sono oggetto di ammortamento rispettivamente sulla base della durata del contratto pluriennale di approvvigionamento avente vita più lunga (19 anni) e della durata residua dei contratti di vendita in essere (4 anni); (ii) il progetto di sviluppo di capacità di stoccaggio gas rilevato a seguito dell'acquisizione del controllo della Eni Hewett Ltd per 234 milioni di euro (208 milioni di euro al 31 dicembre 2008); (iii) i diritti relativi all'utilizzo di licenze da parte della Polimeri Europa SpA per 68 milioni di euro (72 milioni di euro al 31 dicembre 2008); (iv) la stima degli oneri per social project da sostenere a fronte degli impegni assunti da Eni SpA con la Regione Basilicata a seguito del programma di sviluppo petrolifero nell'area della Val d'Agri per 38 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

Coefficienti di ammortamento

Le altre variazioni delle attività immateriali a vita utile definita di 75 milioni di euro comprendono differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro per 5 milioni di euro.
Per quanto riguarda le attività immateriali a vita utile indefinita (goodwill) la variazione dell'area di consolidamento di 15 milioni di euro riguarda essenzialmente l'acquisizione della Seacom SpA (13 milioni di euro).
Il saldo finale della voce goodwill di 4.410 milioni di euro (3.531 milioni di euro al 31 dicembre 2008) si analizza per settore di attività come segue:

Il saldo finale della voce goodwill

Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unit ("CGU") che beneficiano delle sinergie consentite dall'acquisizione. Il valore recuperabile delle CGU è determinato sulla base del maggiore tra: (i) il fair value, al netto dei costi di vendita, in presenza di un mercato attivo o di transazioni tra parti indipendenti recenti e comparabili; (ii) il valore d'uso ottenuto attualizzando i flussi di cassa attesi determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili:
a) dal piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni in ordine ai volumi, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio. Per gli anni successivi al quarto è stato utilizzato un tasso di crescita in termini nominali compreso tra lo 0% e il 2%; b) per quanto riguarda i prezzi delle commodity, dal più recente scenario di mercato redatto ai fini della verifica del valore recuperabile. Tale scenario tiene conto della stima dei prezzi correnti desumibili dal mercato per il futuro quadriennio e delle assunzioni di lungo termine a supporto del processo di pianificazione strategica del management Eni per gli anni successivi (v. "Criteri di valutazione").
Il valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte al tasso che corrisponde: (i) per i settori Exploration & Production, Refining & Marketing e Petrolchimica al costo medio ponderato del capitale di Eni rettificato per tener conto del rischio paese specifico in cui si svolge l'attività (WACC adjusted post imposte). Per il 2009 i WACC adjusted post imposte utilizzati ai fini della determinazione delle svalutazioni sono aumentati in media di 0,5 punti percentuali rispetto al 2008 per effetto del maggior apprezzamento del rischio equity e del rischio paese da parte del mercato, parzialmente attenuati dalla riduzione della struttura dei tassi di interesse (costo del denaro e tasso "risk free"). I WACC adjusted 2009 sono compresi tra il 9% e il 13,5%; (ii) per i settori Gas & Power ed Ingegneria & Costruzioni agli specifici WACC di settore (su base di un campione di società operanti nel medesimo settore per Gas & Power; sulla base della quotazione di mercato per Ingegneria & Costruzioni); il WACC del settore Gas & Power è anch'esso rettificato per tener conto del rischio paese specifico in cui si svolge l'attività, il WACC del settore Ingegneria & Costruzioni non è rettificato per il rischio paese specifico in quanto il capitale investito della società si riferisce prevalentemente a beni mobili il cui utilizzo non è vincolato a uno specifico paese. I tassi di sconto utilizzati sono compresi tra un minimo del 7% ed un massimo dell'8% per il settore Gas & Power che ha visto ridotto il WACC adjusted in media di circa mezzo punto percentuale rispetto al 2008 per effetto della riduzione della struttura tassi a parità di percezione del rischio equity; per il settore Ingegneria & Costruzioni è utilizzato il tasso dell'8,5% in aumento di mezzo punto percentuale rispetto al 2008; (iii) per le attività regolate il tasso utilizzato è quello definito dal regolatore per la redditività del capitale investito netto.
Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte. Relativamente ai valori di goodwill significativi l'allocazione alle CGU è stata effettuata come segue:

Settore Gas & Power

Il goodwill attribuito alla CGU mercato gas Italia riguarda essenzialmente quello rilevato in relazione all'acquisto di azioni Italgas a seguito dell'offerta pubblica di acquisto effettuata nel 2003 (706 milioni di euro).
Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile della CGU mercato gas Italia che eccede quello di libro riguardano i margini commerciali, le quantità vendute, i tassi di attualizzazione e quello finale di crescita adottati. La determinazione del valore recuperabile è fatta sulla base delle previsioni del piano quadriennale aziendale che ha ridimensionato le aspettative di crescita della domanda gas e la stima del valore terminale è stata effettuata con il metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero. L'eccedenza del valore recuperabile della CGU mercato gas Italia rispetto al corrispondente valore di libro, compreso il goodwill ad essa riferito, si azzera al verificarsi, alternativamente, delle seguenti ipotesi: (i) diminuzione del 28,7% in media dei margini previsti; (ii) diminuzione del 28,7% in media dei volumi previsti; (iii) incremento di 3,4 punti percentuali del tasso di attualizzazione; (iv) un tasso finale di crescita nominale negativo del 4,4%. Il valore recuperabile della CGU mercato gas Italia e la relativa analisi di sensitivity sono stati calcolati sulla base dei soli margini retail, escludendo il margine del grossista e i margini dei clienti business (industriali, termoelettrici e altri).
Il goodwill allocato alla CGU mercato europeo è quello riveniente dall'acquisizione della totalità del capitale della società belga Distrigas NV perfezionata in due momenti: (i) la quota di maggioranza del 57,24% nell'ottobre 2008; (ii) le minoranze per effetto del perfezionamento dell'offerta pubblica obbligatoria e della successiva procedura di squeeze-out alle stesse condizioni di prezzo dell'acquisto della quota di maggioranza. Tale goodwill è stato attribuito alla CGU mercato europeo alla cui composizione concorrono le attività di Distrigas e quelle di vendita gas in Europa direttamente gestite dalla Divisione Gas & Power di Eni SpA che complessivamente beneficiano delle sinergie derivanti dall'acquisizione Distrigas. Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile della CGU mercato europeo riguardano i margini commerciali, le quantità vendute, i tassi di attualizzazione e quello finale di crescita adottati. La determinazione del valore recuperabile è fatta sulla base del piano quadriennale aziendale che integra Distrigas e le altre attività europee.
Il piano recepisce i mutamenti dello scenario gas con il ridimensionamento delle prospettive di crescita della domanda europea e assunzioni coerenti per i margini di commercializzazione. La stima del valore terminale è stata effettuata con il metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a 1,6%. L'eccedenza del valore recuperabile della CGU mercato europeo rispetto al corrispondente valore di libro, compreso il goodwill a essa riferito, si azzera al verificarsi,  alternativamente, delle seguenti ipotesi: (i) diminuzione del 40,9% in media dei margini previsti; (ii) diminuzione del 40,9% in media dei volumi previsti; (iii) incremento di 3,9 punti percentuali del tasso di attualizzazione; (iv) un tasso finale di crescita nominale negativo del 4,0%.
Il goodwill attribuito alla CGU trasporto Italia deriva dall'acquisto di azioni proprie effettuato da Snam Rete Gas SpA e corrisponde alla differenza tra il prezzo pagato e il patrimonio netto acquisito a seguito dell'aumento dell'interessenza Eni. Il valore recuperabile della CGU trasporto Italia è stimato con riferimento al RAB riconosciuto dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas ed è superiore al patrimonio netto del trasporto Italia nel bilancio consolidato Eni compresa la quota di goodwill allocata. Al momento non è ragionevolmente ipotizzabile nessuna modifica nelle assunzioni fatte che possa determinare l'azzeramento di tale eccedenza.

Settore Ingegneria & Costruzioni

Il goodwill di 749 milioni di euro riguarda essenzialmente quello rilevato a seguito dell'acquisto di Bouygues Offshore SA, ora Saipem SA (711 milioni di euro).
Le assunzioni più rilevanti ai fini della stima del valore recuperabile delle CGU che eccede quello di libro riguardano il risultato operativo, il tasso di attualizzazione dei flussi e il tasso di crescita terminale degli stessi. La determinazione del valore recuperabile è fatta sulla base delle previsioni del piano quadriennale aziendale e la stima del valore terminale è stata effettuata utilizzando un  tasso di crescita nominale perpetua del 2% applicato al flusso terminale del quadriennio. L'eccedenza del valore recuperabile della CGU Offshore rispetto al corrispondente valore di libro comprensivo del goodwill ad essa riferito si azzera al verificarsi, alternativamente, delle seguenti ipotesi: (i) riduzione del 56% del risultato operativo; (ii) incremento di più di 8 punti percentuali del tasso di attualizzazione; (iii) tasso di crescita terminale dei flussi negativo.
Le eccedenze del valore recuperabile rispetto al valore di libro della CGU Onshore, compreso il goodwill allocato, si azzerano al verificarsi di variazioni ancora più elevate rispetto a quelle della CGU Offshore.
Per quanto riguarda il goodwill dei settori Exploration & Production e Refining & Marketing, i test di impairment hanno evidenziato i  seguenti risultati: (i) nel settore Exploration & Production con un goodwill di 249 milioni di euro, allo stato il management ritiene che non vi sono variazioni ragionevolmente possibili negli scenari di prezzo e nei profili di produzione/costi tali da comportare l'azzeramento dell'eccedenza del valore recuperabile rispetto al valore di libro delle cash generating unit alle quali tali goodwill sono stati allocati. Il goodwill si riferisce essenzialmente alla quota del costo di acquisizione non allocato a proved e a unproved mineral interest nelle business combination Lasmo, Burren Energy (Congo) e First Calgary. La variazione rispetto al bilancio 2008 è relativa all'allocazione definitiva del prezzo di acquisto di First Calgary per 65 milioni di euro; (ii) nel settore Refining & Marketing (84 milioni di euro), è stata rilevata una svalutazione di goodwill di 58 milioni di euro, di cui 48 milioni di euro relativa ad asset commerciali rete e business avio acquisiti  recentemente in Europa Centro-Orientale, per effetto dei minori margini/volumi associati alla flessione della domanda dei carburanti a causa della recessione economica e alla perdita di quota di mercato, nonché 10 milioni di euro su asset minori. Al netto di tali svalutazioni il goodwill residuo riguarda principalmente le CGU rete relative alle acquisizioni in Repubblica Ceca, Ungheria e Slovacchia.
Le altre variazioni di 864 milioni di euro comprendono la rilevazione del goodwill relativo all'acquisizione del 42,757% di Distrigas NV a seguito della finalizzazione dell'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza con l'adesione del 41,617% del capitale, compresa la quota del 31,25% in mano all'altro azionista di riferimento di Distrigas NV, Publigaz SCRL, e del restante 1,14% attraverso la procedura di squeeze-out (903 milioni di euro) e, in diminuzione, svalutazioni per 58 milioni di euro, riferite al settore Refining & Marketing come descritto in precedenza.

Partecipazioni

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto si analizzano come segue:

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le acquisizioni e sottoscrizioni di 226 milioni di euro si riferiscono per 224 milioni di euro alla sottoscrizione di aumenti di capitale sociale, di cui 181 milioni di euro relativi ad Angola LNG Ltd.
Le plusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto e il decremento per dividendi riguardano le seguenti imprese:

Plusvalenze

Le minusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 241 milioni di euro riguardano principalmente la Ceska Rafinerska AS (140 milioni di euro) che sconta l'esito del test di impairment della raffineria, la Transmediterranean Pipeline Co Ltd (30 milioni di euro) e la Super Octanos CA (21 milioni di euro) che sconta la svalutazione della relativa CGU imputabile all'effetto cambio.
Le altre variazioni di 151 milioni di euro comprendono la riclassifica dai crediti finanziari strumentali all'attività operativa a seguito della definizione dell'operazione di conferimento nella PetroSucre SA delle attività venezuelane di Corocoro (153 milioni di euro), la riclassifica da attività destinate alla vendita della partecipazione in Fertilizantes Nitrogenados de Oriente (68 milioni di euro) e, in diminuzione, il rimborso di capitale di Artic Russia BV (111 milioni di euro) ai due soci Eni ed Enel partner al 60%-40% in relazione alla cessione avvenuta il 23 settembre 2009 del 51% della joint venture OOO SeverEnergia in forza dell'esercizio della call option da parte di Gazprom. Il corrispettivo della cessione di 940 milioni di dollari quota Eni è stato incassato relativamente alla prima tranche (circa il 25% del prezzo pattuito) pari a 155 milioni di euro (230 milioni di dollari al cambio puntuale di EUR/USD 1,48). Il conto economico dell'esercizio ha beneficiato della plusvalenza da valutazione al patrimonio netto di Artic Russia (103 milioni di euro) riferiti per 100 milioni di euro alla remunerazione pattuita contrattualmente nella misura del 9,4% sul capitale investito inizialmente all'atto dell'acquisizione della joint venture il 4 aprile 2007.
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate al 31 dicembre 2009 sono indicate nell'allegato "Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 31 dicembre 2009" che costituisce parte integrante delle presenti note.

Il valore netto delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti imprese:

Valore netto delle partecipazioni

I valori netti contabili delle imprese controllate e collegate comprendono differenze tra il prezzo di acquisto e il patrimonio netto contabile di 521 milioni di euro riferite principalmente a Unión Fenosa Gas SA (195 milioni di euro), a EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft mbH (181 milioni di euro), a Galp Energia SGPS SA (106 milioni di euro).

Il valore di mercato relativo alle società quotate in borsa è il seguente:

Valore di mercato delle società quotate in borsa

Sulle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è stanziato un fondo copertura perdite, compreso nei fondi per rischi e oneri, di 170 milioni di euro (119 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riferito principalmente alle seguenti imprese:

Partecipazioni

Altre partecipazioni
Le altre partecipazioni si analizzano come segue:

Altre partecipazioni

Le imprese controllate e collegate sono valutate al costo rettificato per perdite di valore. Le altre imprese sono valutate, essenzialmente, al costo rettificato per perdite di valore perché non è attendibilmente determinabile il loro fair value.
Il valore netto delle altre partecipazioni di 416 milioni di euro (410 milioni di euro al 31 dicembre 2008) è riferito alle seguenti imprese:

Valore netto delle altre partecipazioni

Sulle altre partecipazioni è stanziato un fondo copertura perdite, compreso nei fondi per rischi e oneri, di 41 milioni di euro (44 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riferito principalmente alle seguenti imprese:

Fondo copertura perdite

Altre informazioni sulle partecipazioni
I valori relativi all'ultimo bilancio disponibile delle imprese controllate non consolidate, a controllo congiunto e collegate, in proporzione alla percentuale di possesso, sono i seguenti:

Altre informazioni sulle partecipazioni

Il totale attività e il totale passività relativi alle imprese controllate non consolidate di 2.215 e 2.081 milioni di euro (1.361 e 1.230 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguarda le imprese il cui consolidamento non produce effetti significativi per 1.873 e 1.860 milioni di euro (923 milioni di euro e 923 milioni di euro al 31 dicembre 2008); l'ammontare residuo è riferito alle società controllate non consolidate che non superano i parametri di rilevanza indicati nei "Criteri di redazione".

Altre attività finanziarie

Le altre attività finanziarie si analizzano come segue:

Altre attività finanziarie

I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione di 29 milioni di euro (26 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di 1.112 milioni di euro (1.084 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano finanziamenti concessi principalmente dai settori Exploration & Production (580 milioni di euro), Gas & Power (311 milioni di euro) e Refining & Marketing (111 milioni di euro), nonché crediti per leasing finanziario per 97 milioni di euro (128 milioni di euro al 31 dicembre 2008). I crediti per leasing finanziario riguardano la cessione della rete di trasporto gas belga da parte della Finpipe GIE, società entrata nell'area di consolidamento a seguito dell'acquisizione del controllo della Distrigas NV da parte del settore Gas & Power. Il credito residuo, rappresentato dalla sommatoria dei canoni futuri attualizzati utilizzando il tasso di interesse effettivo è di seguito indicato per anno di scadenza:

Credito residuo

Il credito con scadenza entro un anno è indicato nelle attività correnti alla voce crediti finanziari strumentali all'attività operativa - quota a breve di crediti a lungo termine della nota n. 3 - Crediti commerciali e altri crediti.
I crediti in moneta diversa dall'euro ammontano a 716 milioni di euro (827 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
I crediti con scadenza oltre i 5 anni ammontano a 460 milioni di euro (617 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
I titoli di 36 milioni di euro (50 milioni di euro al 31 dicembre 2008) si intendono da mantenere fino alla scadenza e sono titoli quotati emessi dallo Stato italiano per 21 milioni di euro e da stati esteri per 15 milioni di euro. Il decremento di 14 milioni di euro è riferito a Banque Eni SA.
I titoli che scadono oltre i cinque anni ammontano a 20 milioni di euro.
La valutazione al fair value dei crediti finanziari e dei titoli non produce effetti significativi. Il valore di mercato dei crediti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione compresi tra l'1,0% e il 4,5% (l'1,9% e il 3,9% al 31 dicembre 2008). Il valore di mercato dei titoli è stimato sulla base delle quotazioni di mercato.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

Attività per imposte anticipate

Le attività per imposte anticipate sono indicate al netto delle passività per imposte differite compensabili di 3.764 milioni di euro (3.468 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Attività per imposte anticipate

Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti si analizzano come segue:

Altre attività non correnti

Le attività di disinvestimento di 710 milioni di euro comprendono: (i) il credito di 421 milioni di euro rilevato nel 2008 a seguito dell'accordo transattivo con le Autorità venezuelane che hanno riconosciuto un indennizzo in denaro, in parte già ricevuto, a fronte dell'asset espropriato nell'area Dación da corrispondersi in sette rate annuali con maturazione di interessi. In base all'accordo tra le parti, la rata 2009 di 71 milioni di euro (104 milioni di dollari) è stata rimborsata attraverso cessioni equivalenti di idrocarburi (rimborso in kind); (ii) il credito di 279 milioni di euro relativo alla cessione della quota dell'1,71% nel progetto Kashagan al partner kazakho KazMunaiGas sulla base degli accordi definitivi tra i partner internazionali del consorzio North Caspian Sea PSA e le autorità kazakhe che implementano il nuovo schema contrattuale e di governance del progetto con efficacia economica 1° gennaio 2008.
Il fair value su contratti derivati non di copertura si analizza come segue:

Il fair value su contratti derivati non di copertura

Il fair value dei contratti derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 339 milioni di euro (480 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguarda contratti privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.

Il fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge di 129 milioni di euro è riferito alla Distrigas NV. Maggiori informazioni sui contratti derivati di copertura cash flow hedge sono riportati alla nota n. 19 - Altre passività correnti. Il fair value passivo relativo ai contratti con scadenza successiva al 2010 è indicato alla nota n. 24 - Altre passività non correnti; il fair value attivo e passivo relativo ai contratti con scadenza entro il 2010 è indicato rispettivamente alle note n. 7 - Altre attività correnti e n. 19 - Altre passività correnti. Gli effetti della valutazione al fair value dei contratti derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 26 - Patrimonio netto e n. 30 - Costi operativi.
Gli impegni di acquisto e di vendita per i contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano rispettivamente a 29 e 427 milioni di euro.
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
Le altre attività di 433 milioni di euro (44 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprendono la rilevazione del "deferred cost", con contropartita debiti verso fornitori, relativo all'importo dei volumi di gas 2009 per i quali è maturato in capo a Eni l'obbligo di take-or-pay in adempimento ai relativi contratti di acquisto, per i quali si ipotizza il ritiro oltre l'orizzonte temporale dei dodici mesi.
L'ammontare determinato sulla base del costo di acquisto alla formula prezzo contrattuale e della relativa percentuale di anticipo prevista contrattualmente dopo l'allineamento al valore netto di realizzo è di 255 milioni di euro.

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine

Le passività finanziarie a breve termine si analizzano come segue:

Passività finanziarie a breve termine

Il decremento di 2.814 milioni di euro delle passività finanziarie a breve termine è dovuto essenzialmente al saldo netto tra le nuove assunzioni e i rimborsi (2.889 milioni di euro) parzialmente compensato dalle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro (97 milioni di euro). I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito di 2.718 milioni di euro (3.663 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano l'emissione di commercial paper da parte delle società finanziarie Eni Finance USA Inc per 2.020 milioni di euro e di Eni Coordination Center SA per 698 milioni di euro.
L'analisi per valuta delle passività finanziarie a breve termine è la seguente:

L'analisi per valuta delle passività finanziarie a breve termine

Il tasso di interesse medio ponderato sui debiti finanziari a breve termine è del 4,2% e dello 0,8%, rispettivamente per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008 e 2009.
Al 31 dicembre 2009 Eni dispone di linee di credito committed e uncommitted non utilizzate rispettivamente per 2.241 e 9.533 milioni di euro (rispettivamente 3.313 e 7.696 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.

Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e gli altri debiti si analizzano come segue:

I debiti commerciali e gli altri debiti

Il decremento dei debiti commerciali di 2.512 milioni di euro è riferito principalmente ai settori Gas & Power (1.640 milioni di euro), Ingegneria & Costruzioni (619 milioni di euro), Exploration & Production (566 milioni di euro) nonché, in aumento, al settore Refining & Marketing (266 milioni di euro).
Gli acconti e anticipi di 3.230 milioni di euro (2.916 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano acconti e anticipi per lavori in corso su ordinazione per 2.590 milioni di euro (2.516 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e altri acconti e anticipi per 640 milioni di euro (400 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Gli acconti e gli anticipi per lavori in corso su ordinazione riguardano il settore Ingegneria & Costruzioni.

Gli altri debiti si analizzano come segue:

Gli altri debiti

I debiti verso parti correlate sono indicate alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

Passività per imposte sul reddito correnti

Le passività per imposte sul reddito correnti si analizzano come segue:

Le passività per imposte sul reddito correnti

Le imposte sul reddito delle imprese italiane comprendono l'effetto fiscale, rilevato in contropartita alle riserve di patrimonio netto, correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge (137 milioni di euro). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 - Altre passività correnti.

Passività per altre imposte correnti

Le passività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

Le passività per imposte sul reddito correnti

Altre passività correnti

Le altre passività correnti si analizzano come segue:

Le passività per altre imposte correnti

Le altre passività correnti

Il fair value su contratti derivati non di copertura si analizza come segue:

Fair value su contratti derivati non di copertura

Il fair value dei contratti derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Il fair value su contratti derivati non di copertura di 691 milioni di euro (1.418 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguarda contratti privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.
Il fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge di 680 milioni di euro (452 milioni di euro al 31 dicembre 2008) è riferito al settore Exploration & Production per 369 milioni di euro e alla Distrigas NV per 311 milioni di euro (rispettivamente, 37 e 415 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Il fair value relativo al settore Exploration & Production si riferisce al fair value passivo dei contratti di vendita futura di riserve certe di petrolio con scadenza 2010 posti in essere in esercizi precedenti per stabilizzare i flussi di cassa attesi nel periodo 2008-2011 dalla vendita di 125,7 milioni di barili (pari a circa il 2% del totale delle riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2006). Al 31 dicembre 2009, per effetto del regolamento delle operazioni degli anni passati, l'ammontare residuo delle riserve oggetto di copertura ammonta a 37,5 milioni di barili. Queste operazioni di copertura sono state poste in essere in relazione alle acquisizioni di asset in produzione, in sviluppo e in fase esplorativa realizzate nel 2007 nell'onshore del Congo e nel Golfo del Messico. Il fair value relativo alla Distrigas NV si riferisce a operazioni di copertura del bilanciamento del portafoglio gas in caso di eccesso o carenza. Il fair value attivo relativo ai contratti con scadenza 2010 è indicato alla nota n. 7 - Altre attività correnti; il fair value passivo e attivo relativo ai contratti con scadenza successiva al 2010 è indicato rispettivamente alle note n. 24 - Altre passività non correnti e n. 14 - Altre attività non correnti. Gli effetti della valutazione al fair value dei contratti derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 26 - Patrimonio netto e n. 30 - Costi operativi.
Gli impegni di acquisto e di vendita per i contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano rispettivamente a 1.882 e 272 milioni di euro (rispettivamente 989 e 895 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
Il decremento delle altre passività di 1.508 milioni di euro è riferito per 1.495 milioni di euro all'estinzione del diritto (put option), attribuito all'azionista di minoranza di Distrigas NV, Publigaz, di vendere a Eni la propria partecipazione del 31,25% di Distrigas NV valorizzata al prezzo d'OPA, a seguito dell'adesione all'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza da parte di Publigaz. La passività era stata rilevata in contropartita al patrimonio netto di competenza Eni.

Passività non correnti

Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, sono di seguito indicate con le relative scadenze:

Le passività finanziarie a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, di 21.255 milioni di euro (14.478 milioni di euro al 31 dicembre 2008) aumentano di 6.777 milioni di euro. L'incremento è dovuto essenzialmente al saldo tra le nuove assunzioni e i rimborsi per 6.730 milioni di euro, alle differenze da allineamento al cambio di fine esercizio dei debiti in moneta diversa da quella funzionale per 100 milioni di euro e, in diminuzione, alle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro per 74 milioni di euro.
I debiti verso banche di 9.056 milioni di euro riguardano l'utilizzo di linee di credito committed per 4.030 milioni di euro.
Gli altri finanziatori di 512 milioni di euro (632 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano per 24 milioni di euro operazioni di leasing finanziario (161 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Il decremento di 137 milioni di euro riguarda essenzialmente il riscatto alla scadenza contrattuale di un mezzo navale da parte del settore Ingegneria & Costruzioni.
Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato di Eni o il mantenimento di un rating minimo. Nel caso in cui tale rating minimo non fosse più rispettato gli accordi prevedono l'individuazione di garanzie alternative accettabili per la Banca Europea per gli Investimenti. Al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a 1.323 milioni di euro e a 1.508 milioni di euro. Eni ritiene che l'eventuale mancato rispetto di tali covenants abbia comunque un impatto poco significativo. Inoltre, Saipem SpA ha stipulato accordi di finanziamento con banche per 75 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2008) che prevedono il mantenimento di determinati indici finanziari basati sul bilancio consolidato della Saipem. Eni e Saipem hanno rispettato le condizioni concordate.
Le obbligazioni di 11.687 milioni di euro riguardano titoli relativi al programma di Euro Medium Term Notes per complessivi 9.419 milioni di euro e altri prestiti obbligazionari per complessivi 2.268 milioni di euro.

L'analisi dei prestiti obbligazionari per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:

Analisi dei prestiti obbligazionari

Passività finanziarie a lungo termine

Le obbligazioni che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a 993 milioni di euro e riguardano Eni Coordination Center SA per 476 milioni di euro e Eni SpA per 517 milioni di euro. Nel corso del 2009 sono state emesse da parte di Eni SpA nuove obbligazioni per 5.058 milioni di euro.
Le passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento.

Al 31 dicembre 2009 Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per 2.850 milioni di euro (1.850 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo non sono significative.
Il valore di mercato dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a 22.320 milioni di euro (15.247 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e si analizza come segue:

Valore di mercato dei debiti finanziari a lungo termine

Il valore di mercato è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione  compresi tra l'1,0% e il 4,5% (1,4% e il 3,9% al 31 dicembre 2008).
Al 31 dicembre 2009 non vi sono passività finanziarie garantite da depositi vincolati (151 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicato nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione sulla gestione" è la seguente:

Analisi dell'indebitamento finanziario netto

I titoli disponibili per la vendita di 64 milioni di euro (185 milioni di euro al 31 dicembre 2008) sono non strumentali all'attività operativa.
La voce non comprende i titoli disponibili per la vendita e da mantenere fino alla scadenza strumentali all'attività operativa di 320 milioni di euro (360 milioni di euro al 31 dicembre 2008) relativi per 284 milioni di euro (302 milioni di euro al 31 dicembre 2008) ai titoli a copertura delle riserve tecniche della società assicurativa di Gruppo Eni Insurance Ltd. I crediti finanziari di 73 milioni di euro (337 milioni di euro al 31 dicembre 2008) sono non strumentali all'attività operativa.
La voce non comprende i crediti finanziari correnti strumentali all'attività operativa per 452 milioni di euro (487 milioni di euro al 31 dicembre 2008), di cui 245 milioni di euro (399 milioni di euro al 31 dicembre 2008) concessi a imprese controllate non consolidate, a imprese a controllo congiunto e a imprese collegate principalmente per la realizzazione di specifici progetti industriali e 179 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2008) relativi a depositi a copertura delle riserve tecniche di Eni Insurance Ltd. I crediti finanziari correnti al 31 dicembre 2008 si riferiscono a un deposito vincolato di Eni Lasmo Plc a garanzia di un prestito obbligazionario per 173 milioni di euro.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri si analizzano come segue:

Fondi per rischi e oneri

ll fondo abbandono e ripristino siti di 4.797 milioni di euro accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino siti (4.500 milioni di euro). Le variazioni di stima di 317 milioni di euro sono dovute principalmente alla revisione dei costi di abbandono delle società Eni Petroleum Co Inc (153 milioni di euro), Eni UK Ltd (76 milioni di euro) ed Eni SpA (51 milioni di euro). L'effetto attualizzazione rilevato a conto economico di 212 milioni di euro è stato determinato con tassi di attualizzazione compresi tra l'1,9% e l'8,8% (3,3% e 6,2% al 31 dicembre 2008). Le altre variazioni di 110 milioni di euro riguardano principalmente la riclassifica alle passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita per 188 milioni di euro; questo decremento è stato parzialmente assorbito dalle differenze passive di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro per 70 milioni di euro.
Il fondo rischi ambientali di 1.936 milioni di euro accoglie la stima degli oneri relativi a interventi ambientali previsti da norme di legge e regolamenti, ovvero la stima dei costi di interventi di bonifica e ripristino ambientale dei siti dismessi per i quali generalmente è intervenuta l'approvazione da parte delle competenti amministrazioni. Il fondo è relativo principalmente alla Syndial SpA (1.412 milioni di euro) e al settore Refining & Marketing (394 milioni di euro). Gli accantonamenti dell'anno di 280 milioni di euro riguardano principalmente la Syndial SpA (186 milioni di euro) e il settore Refining & Marketing (68 milioni di euro). Gli utilizzi a fronte oneri di 249 milioni di euro riguardano prevalentemente il settore Refining & Marketing (125 milioni di euro) e la Syndial SpA (97 milioni di euro).
Il fondo rischi per contenziosi di 1.168 milioni di euro accoglie gli oneri previsti a fronte di penalità contrattuali, contenziosi legali e sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura. Il fondo è stato stanziato sulla base della miglior stima della passività e riguarda principalmente il settore Gas & Power (476 milioni di euro), il settore Ingegneria & Costruzioni (278 milioni di euro), la Syndial SpA (220 milioni di euro), l'Eni Corporate (79 milioni di euro) e la Petrolchimica (34 milioni di euro). L'accantonamento di 372 milioni di euro comprende l'onere non ricorrente di 250 milioni di euro relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si da notizia alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi. Tale onere, benché attribuito al settore Ingegneria & Costruzioni in quanto relativo alla realizzazione di impianti di liquefazione di gas, è interamente a carico di Eni e ad esso non partecipano i terzi azionisti di Saipem per effetto della garanzia patrimoniale riconosciuta alla stessa Saipem in occasione della cessione di Snamprogetti SpA, la cui controllata Snamprogetti Netherlands BV partecipa al predetto consorzio.
Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione di 514 milioni di euro accoglie gli oneri previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance Ltd.
Il fondo approvvigionamento merci di 353 milioni di euro accoglie gli oneri stimati a fronte di contratti di approvvigionamento merci.
Il fondo per imposte di 296 milioni di euro riguarda principalmente gli oneri che si prevede di sostenere per contenziosi fiscali connessi a incertezze applicative delle norme applicabili a società estere del settore Exploration & Production (176 milioni di euro) e al settore  Ingegneria & Costruzioni (66 milioni di euro).
Il fondo copertura perdite di imprese partecipate di 211 milioni di euro accoglie gli stanziamenti effettuati in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate. Il fondo per contratti onerosi di 90 milioni di euro riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso.
Il fondo mutua assicurazione OIL di 79 milioni di euro accoglie gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Oil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere in funzione della sinistrosità verificatasi negli esercizi precedenti.

Fondi per benefici ai dipendenti

I fondi per benefici ai dipendenti si analizzano come segue:

Fondi per benefici ai dipendenti

Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall'art. 2120 del Codice Civile, accoglie la stima dell'obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all'ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all'atto della cessazione del rapporto di lavoro.
L'indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento della cessazione dello stesso. Per effetto delle modifiche legislative introdotte a partire dal 1° gennaio 2007, il trattamento di fine rapporto maturando è destinato ai fondi pensione, al fondo di tesoreria istituito presso l'INPS ovvero, nel caso di imprese aventi meno di 50 dipendenti, può rimanere in azienda. Questo comporta che una quota significativa del trattamento di fine rapporto maturando sia classificato come un piano a contributi definiti in quanto l'obbligazione dell'impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi al fondo pensione ovvero all'INPS. La passività relativa al trattamento di fine rapporto antecedente al 1° gennaio 2007 continua a rappresentare un piano a  benefici definiti da valutare secondo tecniche attuariali.
I fondi per piani pensione riguardano schemi pensionistici a prestazioni definite adottati da imprese di diritto non italiano presenti principalmente in Nigeria e in Germania. La prestazione è una rendita determinata in base all'anzianità di servizio in azienda e alla retribuzione erogata durante l'ultimo anno di servizio oppure in base alla retribuzione annua media corrisposta in un periodo determinato e antecedente la cessazione del rapporto di lavoro.
L'ammontare della passività e del costo assistenziale relativi al Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (FISDE) ad altri piani medici esteri viene determinato con riferimento al contributo che l'azienda versa a favore dei dirigenti pensionati.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano principalmente i piani di incentivazione monetaria differita e i premi di anzianità.
I piani di incentivazione monetaria differita accolgono la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali che saranno erogati ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi individuali prefissati. I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e, per quanto riguarda l'Italia, sono erogati in natura.

I fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

Fondo benefici dipendenti attuariali

La passività lorda relativa ai piani pensione esteri di 1.146 milioni di euro (802 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprende la passività di competenza dei partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione per un ammontare di 77 e 62 milioni di euro, rispettivamente al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari  ammontare.
Gli altri benefici di 188 milioni di euro (168 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano principalmente gli incentivi monetari differiti per 119 milioni di euro (107 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e i premi di anzianità per 52 milioni di euro (47 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

La riconciliazione delle attività o passività rilevate nei fondi per benefici ai dipendenti si analizza come segue:

Riconciliazione delle attività o passività

I costi relativi alle passività per benefici verso i dipendenti rilevati a conto economico si analizzano come segue:

Costi delle passività per benefici verso i dipendenti

Le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell'esercizio e per determinare il costo dell'esercizio successivo sono di seguito indicate:

Ipotesi attuariali

Con riferimento agli istituti italiani sono state adottate le tavole demografiche redatte dalla Ragioneria Generale dello Stato (RG48).
Il rendimento atteso delle attività al servizio del piano è stato determinato facendo riferimento alle quotazioni espresse in mercati regolamentati.
Le tipologie di attività al servizio del piano, espresse in percentuale sul totale, si analizzano come segue:

Tipologie di attività

Il rendimento effettivo delle attività al servizio del piano è stato pari a zero milioni di euro (un onere di 77 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Con riferimento ai piani medici, gli effetti derivanti da una modifica dell'1% delle ipotesi attuariali dei costi relativi all'assistenza medica sono di seguito indicati:

Costi assistenza medica

L'ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani a benefici definiti nell'esercizio successivo ammonta a 88 milioni di euro.
L'analisi delle variazioni della passività attuariale netta rispetto all'esercizio precedente derivanti dalla non corrispondenza delle ipotesi attuariali adottate nell'esercizio precedente con i valori effettivi riscontrati alla chiusura dell'esercizio è di seguito indicata:

Variazioni della passività attuariale

Passività per imposte differite

Le passività per imposte differite sono indicate al netto delle attività per imposte anticipate compensabili di 3.764 milioni di euro (3.468 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Passività per imposte differite

Le passività per imposte differite e le attività per imposte anticipate si analizzano come segue:

Passività/Attività per imposte anticipate

La natura delle differenze temporanee più significative che hanno determinato le passività nette per imposte differite è la seguente:

Natura delle differenze temporanee

Le imposte sul reddito anticipate sono esposte al netto della svalutazione di quelle originate da differenze temporanee attive che si ritiene di non poter recuperare.
Le altre variazioni di 89 milioni di euro comprendono la rilevazione in contropartita alle riserve di patrimonio netto dell'effetto d'imposta correlato alla valutazione al fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge (65 milioni di euro). Maggiori informazioni sui contratti derivati di copertura cash flow hedge sono riportate alla nota n. 19 - Altre passività correnti.
Secondo la normativa fiscale italiana le perdite possono essere portate a nuovo nei cinque esercizi successivi ad eccezione delle perdite sofferte nei primi tre esercizi di vita dell'impresa che possono essere portate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle imprese estere sono riportabili a nuovo in un periodo mediamente superiore a cinque esercizi con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde all'aliquota del 25,8% per le imprese italiane e a un'aliquota media di circa 28,2% per le imprese estere.
Le perdite fiscali ammontano a 1.532 milioni di euro e sono utilizzabili entro i seguenti esercizi:

Perdite fiscali

Le perdite fiscali di cui è previsto l'utilizzo ammontano a 634 milioni di euro e sono riferite a imprese italiane per 194 milioni di euro e ad imprese estere per 440 milioni di euro; le relative imposte anticipate ammontano rispettivamente a 50 e 124 milioni di euro.

Altre passività non correnti

Le altre passività non correnti si analizzano come segue:

Altre passività non correnti

Il fair value dei contratti derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider, oppure, in assenza di informazioni di mercato, sulla base di appropriate tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario. Il fair value su contratti derivati non di copertura si analizza come segue:

Fair value su contratti derivati non di copertura

Il fair value su contratti derivati non di copertura di 372 milioni di euro (564 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguarda contratti privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e su merci e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.
Il fair value dei contratti derivati di copertura cash flow hedge di 436 milioni di euro (499 milioni di euro al 31 dicembre 2008) è riferito alla Distrigas NV per 275 milioni di euro (235 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e al settore Exploration & Production per 161 milioni di euro (264 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Maggiori informazioni sui contratti derivati di copertura cash flow hedge sono riportati alla nota n. 19 - Altre passività correnti. Il fair value attivo relativo ai contratti con scadenza successiva al 2010 è indicato alla nota n. 14 - Altre attività non correnti; il fair value passivo e attivo relativo ai contratti con scadenza entro il 2010 è indicato rispettivamente alle note n. 19 - Altre passività correnti e n. 7 - Altre attività correnti. Gli effetti della valutazione al fair value dei contratti derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 26 - Patrimonio netto e n. 30 - Costi operativi.
Gli impegni di acquisto e di vendita per i contratti derivati di copertura cash flow hedge ammontano rispettivamente a 1.544 e 129 milioni di euro (rispettivamente 1.878 e 1.832 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Le informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politiche di hedging sono indicate alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi.
Le passività non correnti per imposte sul reddito correnti di 52 milioni di euro (254 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano le rate dell'imposta sostitutiva ancora dovute a seguito dell'esercizio dell'opzione prevista dalla Legge Finanziaria 2008 relativa al riallineamento dei valori fiscalmente deducibili dei cespiti ammortizzabili.
Le altre passività di 1.566 milioni di euro (1.730 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprendono gli anticipi incassati dal partner Suez a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica per 1.455 milioni di euro (1.552 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili rispettivamente di 542 milioni di euro e 276 milioni di euro riguardano le attività minerarie Italia conferite alle società neo-costituite Società Padana Energia SpA e Società Adriatica Idrocarburi SpA, la società Gas Brasiliano Distribuidora SA attiva nella distribuzione e vendita del gas naturale in un'area dello Stato di San Paolo in Brasile e la Distri RE SA rilevata con l'acquisizione della Distrigas NV, per le quali sono in corso le trattative di vendita.

Patrimonio netto

Capitale e riserve di terzi azionisti
Il risultato del periodo e il patrimonio netto di competenza di azionisti terzi sono riferiti alle seguenti imprese:

Capitale e riserve di terzi azionisti

L'incremento del patrimonio netto di Snam Rete Gas SpA comprende l'aumento del capitale versato dai terzi azionisti (1.542 milioni di euro) e, in diminuzione, l'effetto determinatosi a seguito dell'acquisto da Eni di Italgas SpA e di Stogit SpA (1.086 milioni di euro).
L'azzeramento del patrimonio netto dei terzi azionisti di Distrigas NV è dovuto all'acquisizione del 100% della società attraverso la finalizzazione dell'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza con l'adesione del 41,617% del capitale, compresa la quota del 31,25% in mano all'altro azionista di riferimento di Distrigas, Publigaz SCRL. Il restante 1,14% delle azioni ancora in  circolazione è stato acquisito da Eni in forza della procedura di squeeze-out.

Patrimonio netto di Eni
Il patrimonio netto di Eni si analizza come segue:

Patrimonio netto di Eni

Capitale sociale
Al 31 dicembre 2009, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, è rappresentato da n. 4.005.358.876 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro (stesso numero al 31 dicembre 2008).
Il 30 aprile 2009 l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deliberato la distribuzione del dividendo di 0,65 euro per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2008 di 0,65 euro per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento a partire dal 21 maggio 2009, con stacco cedola fissato al 18 maggio 2009. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2008 ammonta perciò a 1,30 euro.

Riserva legale
La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del Codice Civile, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla Legge.

Riserve per acquisto di azioni proprie
La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti. L'ammontare di 6.757 milioni di euro (7.187 milioni di euro al 31 dicembre 2008) comprende le azioni proprie acquistate. Nel corso del 2009 è scaduto il termine dell'autorizzazione dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie. L'importo residuo non utilizzato di 430 milioni di euro è stato riclassificato negli Utili relativi a esercizi precedenti (429 milioni di euro) e nelle Altre riserve (1 milione di euro).

Riserva fair value derivati Cash Flow Hedge al netto dell'effetto fiscale e Riserva fair value titoli disponibili per la vendita al netto dell'effetto fiscale
La riserva per valutazione al fair value dei derivati di copertura cash flow hedge e dei titoli disponibili per la vendita, al netto del relativo effetto fiscale, si analizza come segue:

Riserva per valutazione al fair value

La variazione del fair value inefficace ai fini della copertura (componente time value) relativa ai contratti derivati cash flow hedge posti in essere dal settore Exploration & Production si analizza come segue:

Variazione del fair value

Altre riserve
Le altre riserve di 1.492 milioni di euro (negative per 1.054 milioni di euro al 31 dicembre 2008) si analizzano come segue:
- per 1.086 milioni di euro riguardano l'incremento del patrimonio netto di competenza Eni in contropartita al patrimonio netto di competenza degli azionisti terzi determinatosi a seguito della vendita da parte di Eni SpA di Italgas SpA e Stogit SpA a Snam Rete Gas SpA;
- per 247 milioni di euro riguardano l'incremento del patrimonio netto di competenza Eni in contropartita al patrimonio netto di competenza degli azionisti terzi determinatosi a seguito della vendita da parte di Eni SpA di SnamProgetti SpA a Saipem Projects SpA, entrambe incorporate da Saipem SpA (stesso ammontare al 31 dicembre 2008);
- per 157 milioni di euro riguardano le riserve di capitale di Eni SpA (194 milioni di euro al 31 dicembre 2008);
- per 2 milioni di euro la quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto;
- al 31 dicembre 2008, le altre riserve erano negative per effetto della rilevazione della riserva relativa al diritto (put option) attribuito all'azionista di minoranza di Distrigas NV, Publigaz, di vendere a Eni la propria partecipazione del 31,25% di Distrigas NV valorizzata al prezzo d'OPA (1.495 milioni di euro). La Publigaz ha aderito all'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza e la riserva è stata contestualmente azzerata.

Riserva per differenze cambio
La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro.

Azioni proprie
Le azioni proprie ammontano a 6.757 milioni di euro (stesso ammontare al 31 dicembre 2008) e sono rappresentate da n. 382.952.240 (n. 382.954.240 al 31 dicembre 2008) azioni ordinarie Eni del valore nominale di 1 euro detenute dalla stessa Eni SpA. Nel corso dell'esercizio 2009 non sono stati effettuati acquisti ed è scaduto il termine che l'Assemblea degli azionisti aveva concesso per l'acquisto di azioni proprie. Le azioni proprie per 414 milioni di euro (505 milioni di euro al 31 dicembre 2008), rappresentate da n. 19.482.330 azioni ordinarie (n. 23.557.425 azioni ordinarie al 31 dicembre 2008), sono al servizio dei piani di stock option 2002-2005 e 2006-2008.
Il decremento di n. 4.075.095 azioni si analizza come segue:

Decremento azioni

Al 31 dicembre 2009 sono in essere impegni per l'assegnazione di n. 19.482.330 azioni ordinarie a fronte dei piani di stock option. Il prezzo di esercizio delle stock option è di 15,216 euro per le assegnazioni 2002 (n. 97.000), di 13,743 euro per le assegnazioni 2003 (n. 229.900), di 16,576 euro per le assegnazioni 2004 (n. 671.600), di 22,512 euro per le assegnazioni 2005 (n. 3.281.500) e, secondo la media ponderata per le quantità assegnate, di 23,119 euro e di 27,451 euro rispettivamente per le assegnazioni 2006 (n. 3.018.155) e per quelle 2007 (n. 5.144.050) e il prezzo di esercizio di 22,540 euro per le assegnazioni 2008 (n. 7.040.125). Informazioni sugli impegni assunti a fronte dei piani di stock option sono fornite alla nota n. 30 - Costi operativi.

Acconto sul dividendo
L'acconto sul dividendo di 1.811 milioni di euro riguarda l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2009 di 0,50 euro per azione deliberato il 10 settembre 2009 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile e messo in pagamento a partire dal 24 settembre 2009.

Riserve distribuibili
Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2009 comprende riserve distribuibili per circa 41.100 milioni di euro.

Prospetto di raccordo del risultato d'esercizio e del patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati

Altre informazioni

Con riferimento alla comunicazione degli addebiti del 9 marzo 2009 da parte della Commissione Europea concernente un procedimento ai sensi dell'art. 82 CE e dell'art. 54 dell'accordo SEE relativo a presunti comportamenti anticoncorrenziali nel mercato del gas europeo nel periodo 2000-2005 aventi ad oggetto in particolare l'accesso alle infrastrutture di trasporto TAG, TENP e Transitgas, Eni ha presentato, in data 4 febbraio 2010, alla Direzione Generale della Concorrenza della Commissione Europea impegni di carattere strutturale per la chiusura del procedimento.
In particolare Eni, previo il consenso dei rispettivi partner, si impegna alla dismissione delle partecipazioni azionarie detenute nel gasdotto tedesco Tenp e in quello svizzero Transitgas che trasportano il gas proveniente dalle aree di produzione del Nord Europa.
Per quanto riguarda il gasdotto TAG, che attraversa l'Austria trasportando il gas russo in Italia, Eni, in virtù della valenza strategica dell'infrastruttura, ha negoziato con la Commissione una soluzione che prevede il trasferimento della relativa partecipazione a un soggetto controllato dallo Stato italiano. I rimedi negoziati con la Commissione lasciano inalterati i diritti di trasporto di gas  contrattualizzati da Eni.
La Commissione Europea ha accettato gli impegni presentati da Eni e provvederà ad operare una verifica di mercato (cd market test) prima di adottare una decisione ai sensi dell'articolo 9 del regolamento (CE) n. 1/2003.
Gli asset in oggetto sono costituiti dalle partecipazioni nella Trans Austria Gasleitung GmbH (TAG), Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH & Co. KG (TENP) e Transitgas AG nonché le attività e passività, connesse essenzialmente alla commercializzazione della capacità di trasporto, delle società consolidate, Eni Gas Transport Deutschland SpA e Eni Gas Transport International SA.
Tenuto conto dei valori al 31 dicembre 2009, le previste cessioni a fronte di detti impegni riguardano la voce partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto per 210 milioni di euro, le attività correnti per 258 milioni di euro, le passività per 98 milioni di euro, di cui 8 milioni di euro non correnti, e il patrimonio netto di Gruppo per complessivi 160 milioni di euro.

Principali acquisizioni
Distrigas NV
A seguito dell'acquisizione dalla società francese Suez-Tractebel della quota di maggioranza del 57,243%, il 30 ottobre 2008 Eni ha acquisito il controllo della società belga Distrigas NV. Il 19 marzo 2009 è stata finalizzata l'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza di Distrigas con l'adesione del 41,617% del capitale, compresa la quota del 31,25% in mano all'altro azionista di riferimento di Distrigas, Publigaz SCRL. Il restante 1,14% delle azioni ancora in circolazione è stato acquisito da Eni il 4 maggio 2009 a seguito della procedura di squeeze-out. Al 31 dicembre 2009, Eni è pertanto titolare del 100% del capitale sociale di Distrigas, ad eccezione di un'azione con diritti speciali detenuta dallo Stato belga. L'allocazione del costo complessivo dell'esercizio 2008 di 2.751 milioni di euro, che include oneri accessori di 12 milioni di euro, alle attività e passività della Distrigas NV, non comprensiva della quota dei terzi azionisti, effettuata su basi provvisorie al 31 dicembre 2008, è stata effettuata in via definitiva al 31 dicembre 2009.

Eni Hewett Ltd
A seguito del perfezionamento dell'accordo con la società inglese Tullow Oil Limited, il 28 novembre 2008 è stata acquisita una quota del 52% e l'operatorship dei giacimenti della Hewett Unit nel Mare del Nord e relative infrastrutture, con l'obiettivo di trasformare alcuni giacimenti esauriti dell'area in campi di stoccaggio. L'allocazione del costo complessivo di 224 milioni di euro alle attività e passività della Eni Hewett Ltd effettuata su basi provvisorie al 31 dicembre 2008 è stata effettuata in via definitiva al 31 dicembre 2009.

First Calgary Petroleums Ltd
A seguito dell'acquisizione della totalità delle azioni ordinarie, il 21 novembre 2008 Eni ha acquisito il controllo della società canadese First Calgary Petroleums Ltd, attiva nell'esplorazione e sviluppo di idrocarburi in Algeria. L'allocazione del costo complessivo di 605 milioni di euro, che include oneri accessori di 5 milioni di euro, alle attività e passività della First Calgary Petroleums Ltd effettuata su basi provvisorie al 31 dicembre 2008 è stata effettuata in via definitiva al 31 dicembre 2009.

Hindustan Oil Exploration Co Ltd (HOEC)
A seguito dell'esecuzione dell'OPA obbligatoria sul 20% del capitale sociale di HOEC, il 5 agosto 2008 è stato acquisito il controllo della società indiana Hindustan Oil Exploration Limited (HOEC). L'obbligo dell'OPA è scattato per effetto dell'acquisto da parte Eni del 27,18% di HOEC nell'ambito dell'operazione Burren. L'allocazione del costo complessivo di 107 milioni di euro alle attività e passività della HOEC, non comprensiva della quota dei terzi azionisti, effettuata su basi provvisorie al 31 dicembre 2008 è stata effettuata in via definitiva al 31 dicembre 2009.
Di seguito gli esiti dell'allocazione definitiva del prezzo di acquisto delle acquisizioni effettuate nel 2008:

Esiti dell'allocazione definitiva del prezzo di acquisto

Garanzie, impegni e rischi

Garanzie
Le garanzie si analizzano come segue:

Garanzie

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese consolidate di 9.863 milioni di euro (13.139 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per 6.091 milioni di euro (7.004 milioni di euro al 31 dicembre 2008), di cui 4.936 milioni di euro relativi al settore Ingegneria e Costruzioni (5.965 milioni di euro al 31 dicembre 2008); (ii) rimborso di crediti Iva da parte dell'Amministrazione finanziaria per 1.171 milioni di euro (1.248 milioni di euro al 31 dicembre 2008); (iii) rischi assicurativi per 253 milioni di euro che Eni ha riassicurato (257 milioni di euro al 31 dicembre 2008). Nel corso del 2009 sono state estinte le garanzie rilasciate nell'interesse di Eni Gas & Power Belgium SA relative alle obbligazioni derivanti dal contratto di Share Purchase Agreement sottoscritto con Suez-Tractebel SA per l'acquisizione del 57,24% di Distrigas NV a seguito dell'avvenuta acquisizione (2.739 milioni di euro).
L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 9.783 milioni di euro (10.202 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese controllate non consolidate di 146 milioni di euro (151 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano contratti autonomi e lettere di patronage rilasciati a committenti per partecipazioni a gare d'appalto e per buona esecuzione dei lavori per 141 milioni di euro (146 milioni di euro al 31 dicembre 2008). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 64 milioni di euro (79 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese a controllo congiunto e collegate di 7.311 milioni di euro (7.102 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano principalmente: (i) la fidejussione di 6.037 milioni di euro (6.001 milioni di euro al 31 dicembre 2008) rilasciata da Eni SpA alla Treno Alta Velocità - TAV SpA per il puntuale e corretto adempimento del progetto e dell'esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno; a fronte della garanzia i partecipanti del Consorzio, escluse le società controllate da Eni, hanno rilasciato a Eni lettere di manleva nonché garanzie bancarie a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavori rispettivamente assegnate; (ii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per 971 milioni di euro (871 milioni di euro al 31 dicembre 2008), di cui 692 milioni di euro relativi al contratto autonomo rilasciato da Eni SpA per conto di Blue Stream Pipeline Co BV (50% Eni) a favore del consorzio internazionale di banche che ha finanziato la società (716 milioni di euro al 31 dicembre 2008); (iii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a committenti per partecipazioni a gare d'appalto e per buona esecuzione dei lavori per 126 milioni di euro (107 milioni di euro al 31 dicembre 2008). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 814 milioni di euro (983 milioni di euro al 31 dicembre 2008).
Le fidejussioni e le altre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di 271 milioni di euro (253 milioni di euro al 31 dicembre  008) riguardano principalmente: (i) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service Llc (Eni 13,6%) a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione. L'impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di 206 milioni di euro (223 milioni di euro al 31 dicembre 2008) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (ii) le garanzie rilasciate a favore di banche e di altri finanziatori per la concessione di prestiti e linee di credito nell'interesse di partecipazioni minori o imprese cedute per 23 milioni di euro (19 milioni di euro al 31 dicembre 2008). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie è di 266 milioni di euro (232 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Impegni e rischi
Gli impegni e rischi si analizzano come segue:

Impegni e rischi

Gli impegni di 16.668 milioni di euro (13.382 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano: (i) le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in 10.302 milioni di euro (10.585 milioni di euro al 31  dicembre 2008); (ii) l'impegno assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Angola LNG Supply Service per l'acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (USA). L'impegno contrattuale è stimato in 3.941 milioni di euro ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità". L'impegno di acquisto avrà efficacia dal momento dell'avvio dell'impianto previsto a partire dal 2011 e fino al 2032; (iii) l'impegno contrattuale assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Gulf LNG Energy per l'acquisizione della capacità di rigassificazione del terminale di Pascagoula (USA) per 6 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni (2011-2031). L'impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di 1.151 milioni di euro (1.247 milioni di euro al 31 dicembre 2008) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (iv) l'impegno contrattuale assunto da Eni USA Gas Marketing Llc verso la società Cameron Llc per l'acquisto di capacità di rigassificazione del terminale di Cameron (USA) per 5,7 miliardi di metri cubi/anno per 20 anni (fino al 2029). L'impegno contrattuale è stimato in 990 milioni di euro (1.222 milioni di euro al 31 dicembre  2008) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (v) gli impegni, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell'area della Val d'Agri per 150 milioni di euro (180 milioni di euro al 31 dicembre 2008); questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità"; (vi) l'impegno assunto da Eni USA Gas Marketing Llc per il contratto di trasporto gas dal terminale di Cameron (USA) alla rete americana. L'impegno contrattuale previsto è stimato per un ammontare di 110 milioni di euro (123 milioni di euro al 31 dicembre 2008) ed è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità".
I rischi di 1.277 milioni di euro (1.660 milioni di euro al 31 dicembre 2008) riguardano rischi di custodia di beni di terzi per 899 milioni di euro (1.273 milioni di euro al 31 dicembre 2008) e indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e rami aziendali per 378 milioni di euro (387 milioni di euro al 31 dicembre 2008).

Impegni non quantificabili
L'impegno assunto da Eni nella convenzione firmata il 15 ottobre 1991 tra la Treno Alta Velocità - TAV SpA e il CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due di dare la propria disponibilità a garantire la buona esecuzione della progettazione e della realizzazione delle opere affidate al Consorzio, garantendo perciò a TAV il puntuale e corretto adempimento da parte del Consorzio di tutte le obbligazioni previste nella Convenzione e nell'Atto Integrativo e in ogni atto aggiuntivo, addendum e/o modifica o integrazione. Il Regolamento del Consorzio obbliga i consorziati a rilasciare la manleva e le garanzie negli stessi termini del CEPAV Uno.
A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali Eni ha assunto rischi non quantificabili per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno effetti negativi rilevanti sul bilancio consolidato.

Gestione dei rischi d'impresa
PREMESSA
Nell'ambito dei rischi d'impresa, i principali rischi identificati, monitorati e, per quanto di seguito specificato, attivamente gestiti da Eni sono i seguenti: (i) il rischio mercato derivante dall'esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse, dei tassi di cambio tra l'euro e le altre valute nelle quali opera l'impresa, nonché alla volatilità dei prezzi delle commodity; (ii) il rischio credito derivante dalla possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine; (iv) il rischio paese nell'attività Oil & Gas; (v) il rischio operation; (vi) la possibile evoluzione del mercato italiano del gas e gli altri rischi di settore; (vii) i rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi. La gestione dei rischi finanziari si basa su linee guida emanate centralmente con l'obiettivo di uniformare e coordinare le policy Eni in materia di rischi finanziari.

Rischio di mercato
Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse, o dei prezzi delle commodity, possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio mercato è disciplinata dalle sopra indicate "Linee Guida" e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Coordination Center e Banque Eni, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk") nonché per quanto attiene alle attività in derivati su commodity, Eni Trading & Shipping. In particolare la Finanza Eni Corporate ed Eni Coordination Center garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; sulla Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari di Eni, nonché la negoziazione dei certificati di emission trading.
Il rischio di prezzo delle commodity è gestito dalle singole unità di business ed Eni Trading & Shipping assicura la negoziazione dei derivati di copertura. I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity; non sono consentite operazioni in strumenti derivati aventi finalità speculative. Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee Guida" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla fissazione di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Value at Risk (VaR), metodo che valuta i rischi nella prospettiva del valore economico indicando la perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio a seguito di variazioni dei fattori di mercato tenuto conto della correlazione delle variazioni di valore degli strumenti che compongono il portafoglio.
Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti di VaR sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio di Eni. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono definiti in base ad un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee Guida" definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi relativi ai margini industriali. Anche in questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR con riferimento all'esposizione commerciale, mentre l'esposizione strategica al rischio, che è intrinseca al business, è monitorata anch'essa attraverso il VaR ma non è oggetto di sistematica attività di copertura con strumenti finanziari derivati.
Pertanto Eni valuta l'opportunità di mitigare l'esposizione al rischio di prezzo delle commodity mediante il ricorso ad appropriati strumenti derivati di copertura in relazione alle singole operazioni di acquisto di riserve finalizzate al perseguimento di obiettivi di crescita o come parte della gestione ordinaria del portafoglio. I limiti di VaR per il rischio di prezzi delle commodity di natura commerciale sono assegnati alle singole unità di business; Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività, accentra le richieste di copertura in strumenti derivati delle Divisioni e Società Eni. Le tre tipologie di rischio di mercato, le cui policy di gestione e di controllo sono state come sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

Rischio di tasso di cambio
L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente il dollaro USA) e determina impatti: sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione di attività e passività di aziende con moneta funzionale diversa dall'euro (rischio traslativo).
In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull'utile operativo di Eni e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio economico e transattivo; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua. A questo scopo vengono impiegate diverse tipologie di contratti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% ed un holding period di 20 giorni.

Rischio di tasso d'interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra  indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% ed un holding period di 20 giorni.

Rischio di prezzo delle commodity
I risultati dell'impresa sono influenzati dalle variazioni dei prezzi dei prodotti e servizi venduti. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi comporta generalmente la diminuzione dei risultati operativi e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei margini industriali. Per la gestione del rischio di prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale Eni utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati ICE e NYMEX (futures) e strumenti derivati Over The Counter (in particolare swap, forward, Contracts For Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi o energia elettrica. Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata basandosi su quotazioni di mercato fornite da primari info-provider o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica, adottando un livello di confidenza pari al 95% ed un holding period di un giorno. La seguente tabella riporta i valori registrati nel 2009 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2008) per quanto attiene i rischi di tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché il rischio commodity, per aree omogenee (tenuto conto della valuta utilizzata per la valorizzazione di mercato dei prodotti petroliferi, i valori VaR delle commodity sono espressi in dollari USA).

(Rischio tasso e cambio: Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)

Rischio tasso di cambio

(Rischio commodity: Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)

Rischio commodity

Rischio di credito
Il rischio di credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni approccia con policy differenziate i rischi riferiti a controparti per transazioni commerciali, rispetto a quelli riferiti a controparti per transazioni finanziarie, in funzione anche, per quanto attiene a questi ultimi, del modello di finanza accentrato adottato. Per quanto attiene al rischio di controparte in contratti di natura commerciale la gestione del credito è affidata alla responsabilità delle unità di business sulla base di procedure formalizzate di valutazione e di affidamento dei partner commerciali, ivi comprese le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione del contenzioso. Il monitoraggio delle esposizioni di rischio di credito  commerciale, connesso al normale svolgimento delle attività delle principali aree di business esposte al rischio, è invece assicurato centralmente da Eni che definisce le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente a livello Eni. In  particolare, viene controllato il rischio derivante dalle esposizioni su controparti multibusiness o con esposizioni superiori alla soglia di rilevanza, definita in 4 milioni di euro; è esclusa la clientela retail e la Pubblica Amministrazione. La metodologia di valutazione con rating forniti da info-provider esterni sviluppa, partendo da dati e indici economico-patrimoniali e finanziari desunti dai bilanci, uno score che permette di elaborare una classificazione della clientela in diverse classi di rischio. Il rating esterno è anche raffrontato con rating interni elaborati da un sistema proprietario. Per quanto attiene il rischio di controparte in contratti di natura finanziaria derivante  dall'impiego della liquidità e dalle posizioni in contratti derivati, le sopra indicate "Linee Guida" individuano come obiettivo di risk  management l'ottimizzazione del profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi operativi. I limiti massimi di rischio sono espressi in termini di massimo affidamento per classi di controparti, definite a livello di Consiglio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali Agenzie. Il rischio è gestito dalle Strutture di Finanza Operativa Eni, nonché da Eni Trading & Shipping limitatamente all'attività in derivati su commodity, in quanto, in funzione del modello accentrato, solo queste entità possono operare sui mercati finanziari ed essere quindi parte di un contratto di natura finanziaria. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per ciascuna Struttura di Finanza Operativa e per Eni Trading & Shipping gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento, che viene monitorato e controllato giornalmente.
La situazione di criticità verificatasi sui mercati finanziari a partire dall'esercizio 2008 ha determinato l'adozione di più stringenti disposizioni quali la diversificazione del rischio e la rotazione delle controparti finanziarie e di selettività per le operazioni in strumenti derivati di durata superiore a tre mesi. L'impresa non ha avuto casi significativi di mancato adempimento delle controparti. Al 31 dicembre 2009 non vi erano concentrazioni significative di rischio di credito.

Rischio di liquidità
Il rischio di liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk). La conseguenza è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. L'obiettivo di risk management Eni è quello di porre in essere, nell'ambito del "Piano Finanziario", una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business e con i limiti definiti dal Consiglio di Amministrazione (in termini di livello percentuale massimo di leverage e di livelli percentuali minimi del rapporto tra indebitamento a medio-lungo termine su indebitamento totale e di quello tra indebitamento a tasso fisso sull'indebitamento totale a medio-lungo termine), garantisca un livello di liquidità adeguato per Eni, minimizzando il relativo costo opportunità e mantenga un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito. Attraverso il sistema creditizio e i mercati dei capitali, Eni ha mantenuto accesso ad un'ampia gamma di fonti di finanziamento a costi competitivi nonostante il quadro di  riferimento esterno, in cui permangono irrigidimenti del mercato del credito e tensioni degli spread applicati. Gli interventi realizzati in attuazione del "Piano Finanziario" hanno consentito di fronteggiare le fasi di maggior turbolenza dei mercati, privilegiando la raccolta cartolare e pianificando una maggior flessibilità delle forme di provvista. In particolare, nel corso dell'esercizio, sono stati emessi bond, riservati sia agli investitori istituzionali, con due emissioni da 1,5 miliardi di euro ciascuna, sia al mercato retail, per 2 miliardi di euro. Le policy sono state orientate, oltre che a garantire risorse finanziarie disponibili sufficienti a coprire gli impegni a breve e le obbligazioni in scadenza, anche ad assicurare la disponibilità di un adeguato livello di elasticità operativa per i programmi di sviluppo Eni; ciò perseguendo il mantenimento di un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito e attraverso un'adeguata struttura degli affidamenti bancari, in particolare committed. Allo stato attuale, la Società ritiene, attraverso la  diversificazione delle fonti e la disponibilità di linee di credito, di avere accesso a fonti di finanziamento sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie.
Alla data di bilancio, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di 11.774 milioni di euro, di cui 2.241 milioni di euro committed, nonché linee di credito non utilizzate a lungo termine committed di 2.850 milioni di euro. Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato e commissioni di mancato utilizzo non significative. Eni ha in essere un programma di Medium Term Notes in base al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei finanziamenti fino a 15 miliardi di euro di cui 9.211 milioni di euro già collocati al 31 dicembre 2009.
Il Gruppo mantiene uno standing creditizio elevato con rating Standard & Poor's AA- per il debito a lungo termine (outlook negative) e A-1+ per il breve e rating Moody's Aa2 (outlook negative) e P-1.

Nelle tavole che seguono sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi, nonché il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi.

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie

Pagamenti futuri a fronte di debiti commerciali e altri debiti

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l'effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay del settore Gas & Power in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o a pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del  management.
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali.

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di 52,8 miliardi di euro. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed di maggiori dimensioni. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.

Impegni per investimenti

Rischio Paese
Una parte notevole delle riserve di idrocarburi Eni sono localizzate in Paesi al di fuori dell'Unione Europea e dell'America Settentrionale,
alcuni dei quali possono essere politicamente o economicamente meno stabili. Al 31 dicembre 2009 circa l'80% delle riserve certe di idrocarburi di Eni erano localizzate in tali Paesi. Analogamente, una parte notevole degli approvvigionamenti di gas di Eni proviene da Paesi al di fuori dell'Unione Europea o dell'America Settentrionale. Nel 2009 circa il 60% delle forniture di gas naturale di Eni  proveniva da tali Paesi. Evoluzioni del quadro politico, crisi economiche, conflitti sociali interni possono compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche in tali Paesi, nonché di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi e l'approvvigionamento di gas. Ulteriori rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset Eni, disinvestimenti forzosi ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono accadere in ogni momento comportando impatti negativi sui risultati economico-finanziari attesi di Eni. Eni monitora periodicamente i rischi di natura politica, sociale ed economica dei circa 60 Paesi dove ha investito o intende investire, al fine della valutazione economica-finanziaria degli investimenti di cui il rischio Paese è parte integrante. Con riguardo alla valutazione degli investimenti dell'upstream il rischio Paese è mitigato attraverso l'utilizzo di disposizioni di gestione del rischio definite nella procedura "Project risk assessment and management". Va peraltro segnalato che nel recente passato modifiche penalizzanti del quadro normativo, in  particolare quello di natura fiscale, si sono verificate o sono state annunciate anche in Paesi dell'UE e dell'America Settentrionale.

Rischio operation
Le attività industriali svolte da Eni in Italia e all'estero sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti validi all'interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali. In particolare, le attività Eni sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza.
Per la tutela dell'ambiente, le norme in generale prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo e la corretta gestione dei rifiuti prodotti. In habitat particolare, il rispetto della biodiversità è un requisito richiesto durante l'attività di prospezione, di ricerca e di produzione di idrocarburi. Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla salute e sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettivo dell'impresa recepito anche in Italia (D. Lgs. 231/2001).
Le normative in materia di ambiente, salute e sicurezza hanno un impatto notevole sulle attività di Eni e gli oneri e costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per adempiere agli obblighi previsti costituiscono una voce di costo significativa negli attuali esercizi e in quelli futuri. Soprattutto in Italia, la recente normativa relativa alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro (D. Lgs. 81/2008) e i successivi aggiornamenti (D. Lgs. 106/2009) hanno introdotto nuovi obblighi che impatteranno sulla gestione delle attività nei siti di Eni e in particolare nel rapporto con i contrattisti. Inoltre, sono notevoli le ripercussioni sui modelli di allocazione delle responsabilità. In particolare, la normativa ha enfatizzato il valore di modelli organizzativi e di gestione certificati, attribuendo a questi efficacia esimente della responsabilità amministrativa dell'impresa, in caso di violazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro.
Eni si è dotata di Linee Guida HSE finalizzate alla garanzia della sicurezza e della salute dei dipendenti, delle popolazioni, dei contrattisti  e dei clienti nonché alla salvaguardia dell'ambiente e alla tutela dell'incolumità pubblica; tali linee guida, oltre ad imporre di operare nel pieno rispetto della normativa vigente, promuovono l'adozione di principi, standard e soluzioni che costituiscano le best practice  industriali. Il vigente processo continuo di individuazione, valutazione e mitigazione dei rischi è alla base della gestione HSE in tutte le  fasi di attività di ciascuna unità di business e si attua attraverso l'adozione di procedure e sistemi di gestione che tengono conto della  specificità delle attività stesse e dei siti in cui si sviluppano e del costante miglioramento degli impianti e dei processi.
Inoltre l'attività di codificazione e procedurizzazione delle fasi operative consente di raggiungere, con sempre maggiore efficacia, il risultato di una riduzione del rischio industriale connesso all'errore umano nella gestione dell'impianto.
Le eventuali emergenze operative che possono avere impatto su asset, persone e ambiente sono gestite dalle unità di business a  livello di sito, con una propria organizzazione che dispone per ciascun possibile scenario un piano di risposta con le azioni che occorre  attivare per limitare i danni, e con l'individuazione dei ruoli e delle risorse deputate all'attuazione. In caso di emergenze di maggiore  rilievo i siti di Eni nel mondo sono coadiuvati dall'Unità di Crisi Eni che supporta la Divisione/Società coinvolta nell'emergenza, attraverso  un team specialistico che ha il compito di coordinare l'apporto di risorse, mezzi e attrezzature interni e/o esterni all'Eni, promuovendone  la disponibilità nel più breve tempo possibile.
L'approccio integrato alle problematiche di salute, sicurezza e ambiente è favorito dall'applicazione, a tutti i livelli delle Divisioni e Società Eni, di un Sistema di Gestione HSE che trova il suo riferimento metodologico nel Modello di Sistema di Gestione HSE Eni.
Esso, basato su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame dei risultati e definizione dei nuovi obiettivi, è orientato alla prevenzione e protezione dei rischi, al monitoraggio sistematico e al controllo delle performance HSE secondo un ciclo di miglioramento continuo (Deming).
Progressivamente Eni sta andando a copertura totale delle certificazioni dei siti operativi. Le realtà industriali e commerciali della Divisione Refining & Marketing sono tutte certificate ISO 14001 e sei siti registrati EMAS, nel settore petrolchimico gli stabilimenti hanno acquisito congiuntamente le certificazioni ISO 14001, OHSAS 18001 e EMAS. Le centrali di EniPower sono certificate EMAS.
Gli altri settori sono prevalentemente certificati ISO14001 e OHSAS 18001.
Il sistema di controllo dei rischi operativi HSE è basato sul monitoraggio degli indicatori HSE (con cadenza trimestrale, semestrale e
annuale) e un piano di audit secondo un modello su tre livelli (HSOE Corporate, HSE di unità di business e di sito) così articolato:
- audit interne di sistemi di gestione (condotte da personale interno o terzi);
- audit di certificazione/mantenimento /rinnovo di sistemi di gestione con frequenza annuale effettuate da un ente certificatore;
- verifiche di conformità alle normative vigenti in materia HSE;
- audit specifiche per tematiche mirate (es. audit a seguito di segnalazioni/eventi/infortuni/incidenti).
Eni si è dotata di un modello di Area Professionale HSE per la gestione dei ruoli e delle conoscenze delle risorse e dispone di un sistema di formazione avanzato per il personale HSE che ha l'obiettivo di:
- favorire comportamenti coerenti ai principi e alle Linee Guida in materia e il controllo dei rischi HSE;
- guidare il processo di crescita culturale, professionale e manageriale su questi temi di tutti coloro che lavorano in e per Eni;
- promuovere il knowledge sharing.

La possibile evoluzione del mercato italiano del gas
Rischi e incertezze associati con i trend in atto della domanda e offerta di gas in Europa ed Italia
Nel 2009 la domanda europea di gas ha registrato una significativa flessione (-7,4% rispetto al 2008 su base destagionalizzata) a causa dell'impatto della recessione economica sull'attività produttiva e sulla richiesta di energia elettrica. La contrazione della domanda è stata particolarmente severa sul mercato nazionale che ha registrato una diminuzione di circa 9 miliardi di metri cubi rispetto al 2008 (-10%) e di 10 miliardi rispetto al livello pre-crisi del 2007 (-12%), entrambi i casi calcolati a temperature destagionalizzate. La situazione nel mercato italiano è stata aggravata dalla contemporanea rilevante crescita dell'offerta di gas in relazione al completamento dei piani di espansione della capacità di importazione da parte di Eni e di operatori terzi. In particolare nel 2009 Eni ha finalizzato/portato a regime gli upgrading delle due principali linee di importazione da Russia e Algeria (i gasdotti TAG e TTPC) per un totale di nuova capacità di 13 miliardi di metri cubi/anno interamente messi a disposizione di terzi. Inoltre nell'ultima parte del 2009 è stato avviato il nuovo terminale di rigassificazione offshore di Rovigo della capacità di 8 miliardi di metri cubi/anno da parte di un consorziodi competitor. Pertanto la capacità di approvvigionamento gas è aumentata in misura massiccia in un periodo di forte calo della  domanda creando una condizione di significativa overcapacity. In tale contesto, i risultati operativi del business gas di Eni sono stati penalizzati in termini di minori volumi di vendita e di riduzione dei margini unitari a causa della crescente pressione competitiva e del calo della domanda sia in Italia, sia in Europa dove l'offerta abbondante ha limitato la capacità di Eni di allocare le proprie disponibilità di gas. Le prospettive della domanda e dell'offerta di gas in Italia e in Europa restano sfidanti. La ripresa della domanda si stima graduale a causa delle incertezze macroeconomiche. Infatti, la crescita economica - principale driver della domanda gas - nell'Europa dei 27 Stati è prevista debole sul breve-medio termine. Inoltre la crescente adozione di modelli di consumo energetico maggiormente  improntati all'efficienza e al risparmio, nonché la competizione proveniente dalle fonti di energia rinnovabile o alternativa limiteranno ulteriormente le prospettive di ripresa della domanda di gas. A tale riguardo è importante ricordare che nel Consiglio europeo del marzo 2007, i capi di Stato hanno adottato un pacchetto di interventi in tema di cambiamento climatico ed energie rinnovabili ("The Climate Change and Renewable Energy Package", noto anche come "PEE 20-20-20") che stabilisce il conseguimento entro il 2020 dei seguenti target di sostenibilità: (i) un impegno a ridurre le emissioni di gas serra (GHG) del 20% rispetto al livello del 1990, elevabile fino a un massimo del 30% in caso di ratifica di accordi internazionali; (ii) un miglioramento dell'efficienza energetica del 20%; (iii) una produzione di energia da fonti rinnovabili del 20%. Tali interventi sono stati ratificati dal Parlamento Europeo nel dicembre 2008.
Sulla base dei trend in atto sul lato domanda, il management Eni ha rivisto al ribasso le previsioni di crescita di lungo termine della domanda europea di gas, portandole da un precedente c.a.g.r. (compound average growth rate - tasso di crescita medio composto) del 2% fino al 2020 a un più modesto c.a.g.r. dell'1,5% che implica un volume di consumi di poco inferiore ai 600 miliardi di metri cubi al 2020 rispetto alla precedente stima di 720 miliardi. Per il mercato italiano, le previsioni di lungo termine sono per un c.a.g.r. di poco inferiore al 2% applicato al livello di domanda 2009 che comporta un consumo di gas al 2020 di 94 miliardi di metri cubi rispetto alla stima precedente di 107 miliardi. Tale scenario di scarsa dinamicità della domanda associato all'offerta abbondante di gas potrà penalizzare i risultati e il cash flow del business del marketing del gas nei prossimi anni.

I trend negativi in atto nella domanda e offerta di gas rappresentano un fattore di rischio nell'adempimento delle obbligazioni previste  dai contratti di acquisto take-or-pay
Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas sul medio-lungo termine, in particolare per coprire la domanda di gas in Italia, Eni ha stipulato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti che dal 2010 assicureranno circa 62,4 miliardi di metri cubi/anno di gas (escluso l'approvvigionato delle altre società consolidate e collegate) hanno una vita residua media di circa 20 anni. I contratti prevedono clausole di take-or-pay in base alle quali l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo già corrisposto. La clausola "take-or-pay" stabilisce che, in caso di mancato prelievo del volume annuo minimo (Annual Minimum Quantity - AMQ), Eni paghi, per la quantità in difetto, una quota (variabile da contratto a contratto,  generalmente compresa in un intervallo 10%-100%), del prezzo contrattuale calcolato come media aritmetica dei prezzi-base mensili con riferimento all'anno di mancato prelievo. A fronte di ciò, Eni ha la facoltà di prelevare nel corso degli anni contrattuali successivi la quantità parzialmente pagata, purché sia stata prelevata l'AMQ dell'anno. Il limite temporale di recupero varia da contratto a contratto (per alcuni entro i dieci anni successivi, per altri entro la durata residua del contratto). In tal caso, Eni pagherà la parte residua del prezzo, calcolando quest'ultima come la percentuale complemento a 100 sulla media aritmetica dei prezzi-base mensili in vigore nell'anno dell'effettivo prelievo. Considerazioni analoghe valgono per gli impegni contrattuali ship-or-pay.
Il management ritiene che gli attuali trend di mercato di scarsa dinamicità della domanda e offerta abbondante, unitamente alla possibile evoluzione della regolamentazione del settore, costituiscono dei fattori di rischio per l'adempimento delle obbligazioni derivanti dai contratti take-or-pay. Nel 2009 Eni ha rilevato debiti verso fornitori a fronte del valore delle quantità di gas relativamente alle quali, ancorché non ritirate, è sorto l'obbligo di corrispondere il prezzo contrattuale in base alle attuali clausole di take-or-pay.
Nei prossimi tre anni il management ritiene che Eni incorrerà in mancati adempimenti di ritiro delle AMQ contrattuali per volumi significativi a meno di un rapido rientro dell'attuale situazione di oversupply sul mercato nazionale ed europeo, allo stato non prevedibile.
Inoltre il meccanismo degli anticipi espone l'impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche ad un'opportunità), tenuto conto che una porzione significativa di questo si forma nell'anno di mancato prelievo, sia a un rischio volume, nel caso di effettiva impossibilità a recuperare i volumi pre-pagati. Questa situazione potrebbe comportare il rischio di impatti negativi su margini unitari, risultati operativi e cash flow.
Sulla base dei volumi e dei prezzi di vendita del gas previsti dal management nel quadriennio di piano ed oltre le quantità relativamente alle quali potrà rendersi dovuto l'anticipo previsto dalle clausole di take or pay saranno ritirate entro i termini contrattuali con il conseguente recupero dell'anticipo corrisposto. Pur considerando l'anticipazione finanziaria, il valore attuale dei flussi relativi a questi contratti, attualizzato al WACC di settore, è comunque positivo e quindi non si realizza la fattispecie del contratto oneroso prevista dallo IAS 37.
Eni attuerà le necessarie azioni per preservare la redditività e il cash flow dell'attività commerciale di gas naturale. Le principali iniziative identificate nei piani aziendali riguarderanno:
- azioni volte a massimizzare i volumi facendo leva sulla presenza contemporanea su più mercati, il know-how nella vendita, l'integrazione con le strutture commerciali e il portafoglio di approvvigionamento di Distrigas (che non prevede di avere obbligazioni di take-or-pay neanche nei prossimi anni) e le politiche commerciali di incremento della quota di mercato nelle principali aree di consumo europee;
- la rinegoziazione dei principali contratti di fornitura di lungo termine sulla base del diritto contrattualmente previsto di rinegoziare condizioni e termini al verificarsi di mutamenti rilevanti di mercato quali sono quelli in corso dal secondo semestre 2008.
Nei primi mesi del 2010 si sono concluse alcune rinegoziazioni con un impatto positivo sia sui risultati dell'esercizio 2009 sia in chiave prospettica, assicurando a Eni una maggiore flessibilità per i propri programmi commerciali;
- nel mercato italiano, azioni di proposizione di formule di pricing innovative e di miglioramento della qualità del servizio;
- azioni di riduzione dei costi delle attività di vendita, servizio e delle attività di supporto al business;
- azioni di controllo ed efficiente gestione del circolante commerciale.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas in Italia
Il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 ha dettato norme per la liberalizzazione del mercato interno del gas naturale con un  impatto significativo sull'operatività di Eni, che è presente in Italia in tutte le attività della filiera del gas naturale. L'apertura alla  concorrenza del mercato del gas è stata accompagnata anche dai tetti normativi sui volumi immessi nella rete nazionale di trasporto e  su quelli venduti ai clienti finali, che hanno comportato l'ingresso sul mercato di nuovi operatori con la conseguente, progressiva erosione dei margini di vendita del gas. Gli altri aspetti di rilievo della regolamentazione del settore del gas in Italia sono l'accesso  regolato alle infrastrutture, la separazione societaria e l'autonomia gestionale dei gestori di sistemi di trasporto, stoccaggio e  distribuzione gas facenti parte di gruppi di imprese verticalmente integrate con decorrenza 1° luglio 2008 (ai sensi delle disposizioni di cui alla delibera 11/07 così come modificata dalla delibera 253/07) e il riconoscimento all'AEEG di poteri di regolamentazione, recentemente estesi a tutte le attività della filiera gas ed energia elettrica e in particolare in materia di fissazione dei prezzi per le forniture ai clienti del mercato domestico e di determinazione delle tariffe per l'uso delle infrastrutture di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione del gas naturale e di approvazione dei relativi codici di accesso. In base ai principi della legge istitutiva e ad altre disposizioni normative, l'AEEG ha il potere di monitorare i livelli dei prezzi del gas naturale e di definire le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti del settore residenziale, con consumi inferiori a 200.000 metri cubi annui. Pertanto le decisioni dell'AEEG in materia possono limitare la possibilità di trasferire sul consumatore finale gli incrementi del costo della materia prima. In tema di poteri della AEEG di fissazione delle condizioni economiche di fornitura si è concluso il lungo e complesso procedimento amministrativo avviato nel 2004 e finalizzato nel marzo 2007 con la delibera n. 79/2007, che ha previsto l'obbligo, a carico degli importatori di gas naturale, compresa Eni, di rinegoziare tutti i contratti di  compravendita all'ingrosso sulla base di condizioni coerenti con le nuove modalità di indicizzazione del costo della materia prima.
Nel corso del 2009, infine, con la delibera ARG/gas 64/09, l'AEEG ha determinato un nuovo meccanismo di indicizzazione del costo della materia prima applicato ai volumi consumati dai clienti che hanno diritto al servizio di tutela (i condomini ad uso domestico con consumi inferiori ai 200 mila metri cubi/anno e i clienti domestici). Tale meccanismo prevede essenzialmente il trasferimento del prezzo di un paniere di idrocarburi sul prezzo di vendita praticato ai clienti finali e la presenza di una quota fissa che si attiva solo nel caso in cui gli idrocarburi nei mercati europei raggiungano bassi livelli di prezzo. Anche i provvedimenti di legge possono limitare la capacità commerciale dell'impresa e la politica dei margini. In particolare nel giugno 2008 il decreto legge n. 112 che ha introdotto una maggiorazione d'imposta del 6,5% a carico dei soggetti che operano nel settore dell'energia con un fatturato superiore a 25 milioni di euro ha istituito il divieto di traslare sui prezzi finali al consumo detta maggiorazione d'imposta attribuendo all'AEEG il compito di vigilare sull'osservanza del divieto. In particolare l'Autorità ha adottato un sistema di vigilanza fondato su una metodologia di analisi che prevede più livelli di approfondimento in sequenza tra loro, attraverso un indicatore che consente di concentrare l'attività di analisi sui soggetti per i quali si possa ragionevolmente ritenere più probabile la violazione del divieto di traslazione.
Ulteriore fattore di incertezza del quadro regolatorio è costituito dai possibili effetti della delibera n. 137/2002 dell'AEEG recepita nel codice di rete vigente in tema di priorità di accesso ai punti di interconnessione della rete nazionale di gasdotti con le principali dorsali di importazione (i cosiddetti punti di entrata al sistema). La delibera stabilisce un ordine di priorità nell'assegnazione della capacità disponibile che tutela gli operatori titolari di contratti di acquisto di lungo termine (i contratti takeor-pay nel caso Eni) nei limiti dei volumi corrispondenti al prelievo medio giornaliero a valere su ciascun contratto. Pertanto è negata la priorità ai volumi eccedenti la media giornaliera di prelievo che costituiscono la flessibilità contrattuale normalmente utilizzata nei periodi di picco della domanda. In caso di congestione ai punti di ingresso alla rete nazionale, il meccanismo della delibera prevede che dopo aver soddisfatto la priorità di assegnazione dei contratti di lungo termine, la capacità residua è assegnata su base proporzionale alle richieste in essere alla quale concorrerebbero i volumi dei contratti di lungo termine eccedenti i quantitativi medi contrattuali. Eni ha impugnato la delibera n. 137/2002 asserendo la sua illegittimità in quanto viola i principi sanciti dalla direttiva Europea 55/2003/CE in materia di liberalizzazione del mercato del gas. Recentemente il Consiglio di Stato ha confermato la sentenza del TAR che ha in parte accolto i motivi di Eni asserendo che "l'acquisto della flessibilità contrattuale è un obbligo gravante sull'impresa di importazione nell'interesse generale: non si vede, pertanto, come i quantitativi di gas che la rappresentano non debbano trovare accesso prioritario al sistema di trasporto anche in caso di congestione del sistema medesimo". Fino a oggi comunque non si sono verificati casi di congestione ai punti di ingresso alla rete nazionale tali da  compromettere i piani commerciali di Eni.
Oltre agli elementi sopra citati, un'ulteriore fonte di incertezza normativo/regolamentare è rappresentata dalle cosiddette gas release, misure volte ad aumentare il grado di liquidità e flessibilità del mercato che hanno inciso in maniera sostanziale sull'attività commerciale di vendita del gas in Italia da parte di Eni. Nel 2004 Eni ha ceduto - conformemente a quanto concordato con l'Autorità garante della Concorrenza e del Mercato (ACGM) - un volume complessivo di 9,2 miliardi di metri cubi di gas naturale ripartiti in quattro anni (2,3 miliardi di metri cubi l'anno nel periodo 1° ottobre 2004 - 30 settembre 2008) con cessione contestuale della capacità di trasporto correlata. Analogamente, nel 2007 Eni si è resa disponibile a vendere a terzi al Punto di Scambio Virtuale, un volume di gas naturale di 4 miliardi di metri cubi in due anni per il periodo dal 1° ottobre 2007 al 30 settembre 2009. Per l'anno termico 2009/2010 il D.L. 78/2009 ha imposto ad Eni l'ulteriore obbligo di cedere al Punto di Scambio Virtuale 5 miliardi di metri cubi di gas suddivisi in lotti annuali e semestrali. Nonostante la procedura ad evidenza pubblica si sia basata su un prezzo minimo, fissato dal Ministero dello Sviluppo Economico su proposta dell'AEEG, discriminatorio nei confronti di Eni (e rispetto al quale quest'ultima ha presentato ricorso), sono stati assegnati solo 1,1 miliardi di metri cubi rispetto ai 5 offerti.
Per quanto riguarda i prossimi anni, sulla base degli orientamenti espressi ripetutamente dall'AEEG (da ultimo nella relazione al Parlamento sullo stato del mercato dell'energia elettrica e del gas naturale - delibera PAS 3/10), non si può escludere la possibilità di nuove gas release a carico di Eni.

I rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas. L'attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di pozzi sterili o di scoperta di quantitativi di idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità. Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte, è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo del petrolio e all'aumento dei costi di sviluppo e produzione; tale periodo di tempo è particolarmente rilevante per i progetti di sviluppo da realizzare in ambienti complessi quali l'off-shore profondo e le aree remote,
nei quali Eni è impegnata in modo rilevante.

Rischi connessi alla ciclicità del settore oil & gas
La recessione economica globale e la riduzione dell'attività produttiva che si è verificata a cavallo tra il 2008 e buona parte del 2009  hanno determinato la marcata flessione della domanda di energia con il conseguente impatto negativo sulle quotazioni delle principali commodity energetiche. Pur in presenza di deboli fondamentali (domanda reale, livello scorte), i prezzi del petrolio hanno registrato a  partire dalla metà del 2009 un'inversione di tendenza sostenuti dalle aspettative di ripresa del ciclo economico e dai tagli OPEC,  attestandosi a fine anno in una fascia di prezzo compresa tra i 70-80 dollari barile. La volatilità dei prezzi del petrolio rappresenta una  criticità per la sostenibilità dei programmi di investimento delle oil&gas company, tenuto conto dei lunghi tempi di realizzazione e del  processo di valutazione e realizzazione. La redditività dei progetti è esposta all'andamento dei prezzi del petrolio che potrebbero  attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli ipotizzati in sede di valutazione. Eni, al pari di altre compagnie petrolifere internazionali,  adotta scenari di prezzo di lungo termine nella valutazione degli investimenti, che rappresentano la migliore stima del management dei fattori fondamentali della domanda e dell'offerta che concorrono a definire il prezzo di equilibrio del petrolio di lungo termine. Questo  supporta il conseguimento dei target attesi di redditività dei progetti anche in fasi di contrazione del ciclo petrolifero. Per il quadriennio  2010-2013 per il quale è stato previsto un prezzo di lungo termine di 65 dollari barile (termini reali 2013), Eni prevede un programma di  investimenti di 52,8 miliardi di euro, di cui 37,7 miliardi (71%) dedicati alla ricerca e sviluppo delle riserve di petrolio e gas che  evidenzia  un incremento non sostanziale (+8%) rispetto alla precedente manovra quadriennale varata nella fase di minimo del ciclo. I principali  motivi di incremento dei costi sono: (i) lo sviluppo di nuovi progetti (in particolare in Iraq, Venezuela e progetti offshore angolano) che assicureranno il contributo alla crescita produttiva oltre l'orizzonte di piano; (ii) la sostanziale tenuta dei costi di approvvigionamenti di  materiali e servizi specialistici per l'industria petrolifera rispetto alle previsioni del piano precedente di un sensibile ridimensionamento, tenuto conto che lo scenario petrolifero ha dimostrato una certa resistenza nel contesto recessivo globale e che le compagnie petrolifere  non hanno ridotto gli investimenti in misura apprezzabile.
Altri trend di pressione sui costi sono rappresentati dalla crescente incidenza nel portafoglio delle oil companies, compresa Eni, di  progetti localizzati nell'offshore profondo e in aree delocalizzate, lontane dalle infrastrutture di esportazione, spesso in ecosistemi  complessi che comportano elevati costi unitari di sviluppo.
La volatilità del prezzo del petrolio rappresenta un elemento di incertezza anche per il rimpiazzo delle riserve. Infatti, la variazione del  prezzo innesca due fattori contrapposti di revisione delle riserve certe di idrocarburi.
Il primo è dato dalle minori o maggiori riserve iscritte a fronte dei contratti di production sharing (PSA) dove a parità di costi sostenuti  per lo sviluppo di un giacimento, la quota di riserve destinata al recupero dei costi e alla remunerazione del contrattista diminuisce all'aumentare del prezzo del barile e viceversa. L'altro fattore è rappresentato dalle maggiori o minori riserve iscritte sulle code di  produzione che normalmente sono commerciabili a certi livelli di prezzo e non lo sono a livelli di prezzo significativamente più bassi rispetto a quelli utilizzati per la loro valutazione originale.
Per quanto riguarda gli altri settori di business Eni, nel settore Gas & Power è prevista per il 2010 una modesta ripresa della domanda  europea e nazionale di gas dopo la rilevante flessione del 2009. Il permanere di questa situazione di scarsa dinamicità della domanda unitamente ai progetti di espansione della capacità di importazione realizzati da Eni e da operatori terzi e ai provvedimenti normativi di gas release recentemente adottati rappresentano fattori di rischio per i margini commerciali del settore Gas & Power e potranno  eventualmente comportare il ritiro di quantità di gas inferiori ai volumi minimi contrattualmente previsti, con la conseguente necessità di  corrispondere anticipi ai fornitori da recuperare negli esercizi futuri con l'aumento dei consumi al verificarsi di una ripresa più solida della  domanda di gas. Per ulteriori informazioni si rinvia alla specifica sezione sui rischi nell'Andamento Operativo del settore Gas & Power.
I settori Refining & Marketing e Petrolchimica sono particolarmente esposti alla volatilità del ciclo economico considerati i deboli  fondamentali delle rispettive industrie di appartenenza caratterizzate da eccesso di capacità, elevata pressione competitiva, basse  barriere all'entrata e prodotti commoditizzati. Inoltre questi settori sono esposti alla volatilità del prezzo del petrolio i cui aumenti si  trasferiscono solo con un certo ritardo sui prezzi dei prodotti derivati. Pertanto in situazioni di prezzi crescenti della carica petrolifera, i  margini dei prodotti petroliferi e petrolchimici sono penalizzati. In chiave previsionale, il management non ipotizza nel 2010 un rapido  rientro dei fattori di debolezza che hanno penalizzato le performance operative di questi settori nel 2009. I margini di raffinazione nel 2009 hanno registrato un calo significativo di circa il 50% sul Brent e circa il 60% su di un paniere di greggi leggeri e pesanti, scendendo al di sotto del livello di break-even, per effetto: (i) del calo dei prezzi dei prodotti petroliferi in funzione della minore domanda e dell'elevato livello delle scorte, in particolare ha pesato la crisi del gasolio il cui spread sulla materia prima è diminuito in misura drastica; (ii) degli aumenti repentini del costo della carica nei mesi primaverili non guidati da una ripresa dei fondamentali che il settore non è stato in grado di trasferire sui prezzi finali; (iii) del restringimento del differenziale di mercato tra greggi leggeri e pesanti che ha penalizzato la redditività delle raffinerie Eni dotate di un'elevata capacità di conversione. Allo stato non è prevedibile un'inversione di tendenza di questi fattori almeno sul breve termine.
Per quanto riguarda il settore petrolchimico Eni, nonostante le azioni intraprese di contenimento dei costi fissi e di consolidamento della struttura industriale funzionale al rafforzamento delle aree di vantaggio competitivo, il ritorno del settore al pareggio operativo è ottenibile solo in presenza di una generale ripresa del ciclo economico che almeno sul breve termine rimane incerta.
Da questo quadro si distingue il settore Ingegneria & Costruzioni che mantiene costanti portafoglio, ordini e redditività, grazie a una presenza articolata in diversi settori di mercato e a un buon posizionamento nelle aree di frontiera, tradizionalmente meno esposte alle ciclicità del mercato. L'entrata in operatività fra il 2010 e il 2011 di nuovi e distintivi asset, la dimensione del portafoglio ordini, la sua qualità e la buona efficienza operativa raggiunta, consentono di prevedere per il medio termine un ulteriore significativo rafforzamento del posizionamento competitivo di Saipem.

Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

Valori di mercato degli strumenti finanziari
Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività finanziarie, valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale  secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione.
In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:
a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;
b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi).
c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
In relazione a quanto sopra gli strumenti finanziari valutati al fair value al 31 dicembre 2009 sono classificati: (i) nel livello 1, le "Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita"; (ii) nel livello 2, gli strumenti derivati compresi nelle "Altre attività correnti", nelle "Altre attività non correnti", nelle "Altre passività correnti" e nelle "Altre passività non correnti". Nel corso dell'esercizio 2009 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value. Per quanto riguarda gli ammontari relativi agli strumenti finanziari valutati al fair value si rinvia alle note n. 2 - Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita, n. 7 - Altre attività correnti, n. 14 - Altre attività non correnti, n. 19 - Altre passività correnti e n. 24 - Altre passività non correnti.

Contenziosi
Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul proprio bilancio consolidato.
Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi; salva diversa indicazione non è stato effettuato alcuno stanziamento a fronte dei contenziosi di seguito descritti perché Eni ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l'ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

1. Ambiente

1.1 Contenzioso penale

ENI SpA

(i) Subsidenza. Sono state svolte indagini giudiziarie da parte della Procura della Repubblica di Rovigo sul fenomeno della subsidenza eventualmente imputabile alle attività minerarie nel ravennate e nel Nord Adriatico sia a terra sia a mare. Eni ha costituito una commissione scientifica, indipendente e interdisciplinare, composta dai maggiori esperti internazionali di subsidenza derivante dall'estrazione di idrocarburi, con il compito di verificare la misura, gli effetti e gli eventuali strumenti più opportuni per neutralizzare o ridurre quei fenomeni che fossero imputabili all'estrazione di idrocarburi da parte di Eni nelle aree interessate.
La Commissione ha prodotto uno studio dal quale risulta che non sono ipotizzabili pericoli per la pubblica incolumità o danni all'ambiente né constano a livello mondiale incidenti concernenti la pubblica incolumità originati dalla subsidenza indotta dalla produzione di idrocarburi. Lo studio inoltre evidenzia che Eni utilizza le più avanzate tecniche esistenti per la previsione, la misurazione e il controllo del suolo. Il procedimento giudiziario è in fase di dibattimento di primo grado. Sono costituite parte civile la Regione Veneto e altri enti territoriali, più due soggetti privati. A sua volta, Eni si è costituita per potersi difendere come preteso responsabile civile. La competenza per lo svolgimento del processo è stata demandata al Tribunale di Ravenna.
All'esito delle rinnovate indagini preliminari la Procura della Repubblica di Ravenna ha presentato richiesta di archiviazione del procedimento penale. Da notizie di stampa risulta che una o più delle parti civili sarebbero intenzionate a proporre opposizione.
(ii) Presunto danneggiamento - Ente procedente: Procura della Repubblica di Gela. Nel 2002 la Procura della Repubblica di Gela ha avviato un'indagine penale per presunto danneggiamento derivante dalle emissioni degli impianti dello stabilimento di Gela di proprietà di Polimeri Europa SpA, Syndial SpA (già EniChem SpA) e Raffineria di Gela SpA. Il Giudice per l'Udienza Preliminare ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere per "imputazione di adulterazione di sostanze alimentari" e ha rinviato a giudizio per gli altri capi di imputazione. Il Tribunale di Gela ha emesso sentenza di assoluzione escludendo la sussistenza dei fatti contestati al Direttore e Amministratore pro-tempore della Raffineria. Alcuni coltivatori del comprensorio di Gela, costituitisi parte civile nel procedimento di primo grado, hanno proposto appello avverso la sentenza di assoluzione ai soli fini civili.
Nel corso della prima udienza, tenutasi il 17 dicembre 2009, il Procuratore Generale ha chiesto il rigetto dell'appello proposto dalla sola parte civile ritenendo fondate le motivazioni della sentenza assolutoria di primo grado.
La Corte d'Appello ha rinviato il processo all'udienza del 25 febbraio 2010. In data 25 febbraio 2010, la Corte d'Appello ha confermato la sentenza di assoluzione. La Corte si è riservata di depositare la motivazione nei prossimi 60 giorni.
(iii) Incendio colposo nella Raffineria di Gela. Nel giugno 2002, a seguito di un incendio verificatosi all'interno della Raffineria di Gela, è stato iscritto un procedimento penale per il delitto di incendio colposo e reati ambientali e concernenti le bellezze naturali. Il procedimento di primo grado si è concluso con sentenza di assoluzione. Nel novembre 2007 la Procura della Repubblica di Gela e la  Procura Generale di Caltanissetta hanno proposto appello avanti alla Corte di Appello di Caltanissetta.
Nel corso della prima udienza la Corte d'Appello ha riaperto l'istruttoria dibattimentale, disponendo una perizia collegiale.
In data 10 dicembre 2009 i periti nominati dalla Corte hanno depositato la propria relazione e gli allegati.
In data 21 gennaio 2010 la Corte d'Appello di Caltanissetta ha pronunciato sentenza di assoluzione nei confronti di tutti gli imputati.
(iv) Verifica della qualità delle acque sotterranee nell'area della Raffineria di Gela. Nel 2002 la Procura della Repubblica di Gela ha avviato un'indagine penale concernente la Raffineria di Gela al fine di verificare la qualità delle acque sotterranee presenti nell'area della raffineria. Le contestazioni mosse riguardano la violazione di norme ambientali in tema di inquinamento delle acque e dei suoli nonché un'ipotesi di smaltimento non autorizzato di rifiuti. Vi è stato avviso di chiusura delle indagini preliminari per uno dei dipendenti per il quale è stato emesso decreto di citazione diretta a giudizio. Non è stato emesso invece avviso di conclusione delle indagini nei confronti degli altri indagati. Nel corso delle udienze di cui alla citazione diretta a giudizio il Giudice ha ammesso la costituzione di parte civile di tre associazioni ambientaliste. Il procedimento è stato successivamente assegnato a un giudice diverso ed è stata quindi disposta la rinnovazione del dibattimento. Nella fase dibattimentale sono stati escussi sia i testi dell'accusa che della difesa. Inoltre, successivamente, è stato sentito il primo consulente tecnico della difesa.
Il processo prosegue per l'esame dell'altro consulente tecnico della difesa.
(v) Incendio colposo (Priolo). La Procura della Repubblica di Siracusa ha avviato delle indagini nei confronti degli ex direttori della Raffineria di Priolo in relazione all'incendio che si è sviluppato in data 30 aprile e 1-2 maggio 2006 nello stabilimento di Priolo della ERG Raffinerie Mediterranee SpA; tale impianto era stato ceduto da Eni Divisione Refining & Marketing alla ERG Raffinerie Mediterranee in data 31 luglio 2002. Al termine delle indagini preliminari, il Pubblico Ministero ha richiesto il rinvio a giudizio degli ex direttori succitati per il reato di incendio colposo.
La prima udienza dibattimentale, nella quale potranno costituirsi le parti, è fissata per il 26 febbraio 2010. Nel frattempo il Tribunale di Siracusa con l'ordinanza del 5 febbraio 2010 e a seguito dell'eccezione di inammissibilità presentata dalla difesa, ha escluso tutte le parti civili costituite fra cui anche la Presidenza del Consiglio dei Ministri e ha ammesso il solo Ministero dell'Ambiente. Il processo prosegue per l'esame di tre testi del Pubblico Ministero.
(vi) Falda profonda del sito di Priolo - Ente procedente: Procura della Repubblica di Siracusa. La Procura della Repubblica di Siracusa ha avviato un procedimento avente a oggetto l'accertamento sullo stato di contaminazione della falda profonda del sito di Priolo. Risultano indagati Amministratori e Direttori di Stabilimento, al tempo dei fatti oggetto di indagine, dell'allora Agip Petroli (oggi Divisione R&M di Eni SpA) e di Syndial e Polimeri Europa.
Le attività di accertamento tecnico disposte dalla Procura sono terminate il 15 ottobre 2009.
Il 25 febbraio 2010 è stata depositata la relazione di consulenza tecnica.
Secondo tale elaborato i terreni e la falda del sito di Priolo sono da considerarsi contaminati ai sensi del D. Lgs. 152/2006; tale contaminazione è stata determinata da sversamenti comunque precedenti al 2001 e non successivi al 2005; ulteriori fonti di rischio sono le apparecchiature ancora in esercizio sul sito, principalmente quelle di ISAB Srl (ERG). Sulla base di tali conclusioni la difesa degli indagati Syndial, Polimeri Europa e Eni - Divisione R&M presenterà memoria per chiedere l'archiviazione del procedimento.

SYNDIAL SpA
(vii) Porto T orres - Ente procedente: Procura della Repubblica di Sassari. La Procura della Repubblica di Sassari ha chiesto il rinvio a giudizio, unitamente a direttori e amministratori di altre società operanti nel sito, del direttore di stabilimento Syndial di Porto Torres, per disastro ambientale e avvelenamento di acque e sostanze destinate all'alimentazione. All'udienza preliminare del 17 luglio 2009, si sono costituiti parte civile: la Provincia di Sassari, l'associazione Anpana (protezione animali) e la società Fratelli Polese Snc con sede presso il sito industriale. Nessuna di queste ha chiesto la citazione del responsabile civile e nessuna ha indicato la quantificazione del danno, riservandosi di quantificarlo in un secondo momento.
La difesa dell'imputato ha chiesto termine per l'esame dell'atto di costituzione e per la verifica dei titoli di legittimazione. La difesa di Syndial ha presentato una serie di eccezioni sull'ammissibilità della costituzione delle parti civili; il Giudice, riservatosi sul punto, scioglierà la propria riserva all'udienza prevista il 19 febbraio 2010. A tale udienza il giudice, sulla base delle eccezioni sollevate da Syndial riguardarnti l'assenza di collegamento tra la costituzione di parte civile e il capo di imputazione, ha escluso tutte le parti civili che si erano costituite per gravi patologie associabili alle sostanze contaminanti presenti nella fauna ittica del porto industriale di Porto Torres; ha invece ammesso la costituzione di parte civile de: il Comune di Porto Torres, la Provincia di Sassari, l'Associazione Ambientalista Anpana ed infine la società F.lli Polese Snc. Il giudice ha infine autorizzato la citazione dei Responsabili Civili, Syndial SpA, Polimeri Europa SpA, Ineos Vinyls e Sasol Italy SpA. Il giudizio prosegue per la costituzione dei Responsabili Civili citati.

1.2 Contenzioso civile e amministrativo

SYNDIAL SpA (EX ENICHEM SpA)

(i) Inquinamento provocato dall'attività dello stabilimento di Mantova. Nel 1992 il Ministero dell'Ambiente ha convenuto
in giudizio avanti al Tribunale di Brescia EniChem SpA (ora Syndial SpA) e la Montecatini SpA chiedendo in via principale la
loro condanna al ripristino dell'ambiente inquinato dalle attività dello stabilimento di Mantova nel periodo dal 1976 al 1990;
in via subordinata, in caso di impossibilità di ripristino, al risarcimento del danno ambientale. Con accordo transattivo del
2005, Edison ha definito il risarcimento del danno ambientale relativo al periodo della sua gestione liberando, per lo stesso
titolo, anche Syndial, subentrata a Edison nel giugno 1989 a seguito dell'acquisto dell'impianto. Sono in corso trattative tra le
parti per la quantificazione del danno ambientale relativo al solo anno 1990; in vista di ciò il giudizio è stato più volte rinviato
sino alla prossima udienza del 28 gennaio 2010. Tale udienza è stata ulteriormente rinviata, in pendenza delle trattative fra le
parti, al 22 luglio 2010.
(ii) Citazione in giudizio avanti al T ribunale di Venezia per danni alla laguna di Venezia causati dagli impianti di Porto Marghera.
Con atto di citazione notificato nel dicembre 2002 EniChem SpA (ora Syndial SpA) è stata convenuta in giudizio avanti al Tribunale di Venezia, unitamente ad Ambiente SpA (incorporata nella Syndial) e a European Vinyls Corporation Italia SpA (EVC Italia poi Ineos Vinyls Italia SpA, ora Vinyls Italia SpA), dalla Provincia di Venezia la quale ha chiesto la condanna in solido delle società convenute al risarcimento del danno ambientale, inizialmente non quantificato, che sarebbe stato arrecato alla laguna di Venezia dalle attività dei rispettivi impianti del petrolchimico di Porto Marghera che hanno costituito oggetto di due procedimenti penali a carico di dirigenti e dipendenti delle medesime società. L'odierna Vinyls, nel costituirsi in giudizio, ha esercitato, in via subordinata all'accertamento dell'infondatezza della pretesa della Provincia, azione di regresso nei confronti delle società Eni. La Provincia di Venezia, in sede di memoria istruttoria, ha quantificato l'entità del preteso danno subito in 287 milioni di euro. Syndial ha predisposto note scritte che mettono in evidenza come tale determinazione risulti effettuata in assenza di prove e in base a considerazioni rispetto alle quali il Tribunale e la Corte d'Appello Penale di Venezia - con sentenze passate in giudicato - avevano ritenuto EniChem completamente estranea ai fatti contestati. All'udienza del 16 ottobre 2009, fissata per la discussione della perizia, è stata dichiarata l'interruzione del processo perché Vinyls Italia, nel frattempo, è stata assoggettata ad amministrazione controllata. Il processo rimane pertanto sospeso sino all'eventuale riassunzione della causa da parte della Provincia.
(iii) Azione di risarcimento danni, provocati dall'attività industriale nel territorio del Comune di Crotone - Enti procedenti: Presidenza del Consiglio, Ministero dell'Ambiente, Commissario per l'emergenza rifiuti della Regione Calabria, Regione
Calabria
. La Presidenza del Consiglio, il Ministero dell'Ambiente, il Commissario per l'emergenza rifiuti della Regione Calabria e la  Regione Calabria hanno citato innanzi al Tribunale civile di Milano Syndial perché venga condannata al risarcimento del danno  ambientale causato dalla Pertusola Sud (società incorporata in EniChem, oggi Syndial) nel sito di Crotone. Il procedimento giudiziale di primo grado attualmente in corso nasce dalla riunione, disposta nel gennaio 2008, di due distinte azioni, una promossa dalla Regione  Calabria nell'ottobre 2004 e la seconda promossa dalla Presidenza del Consiglio, dal Ministero dell'Ambiente e dal Commissario  Delegato per l'emergenza ambientale della Calabria, avviata nel febbraio 2006.
La domanda della Regione Calabria è di ottenere il risarcimento del danno ambientale, quantificato in 129 milioni di euro per i costi della bonifica (ammontare basato sulla stima dei costi del progetto di bonifica ipotizzato dal Commissario Straordinario) e in circa 800 milioni di euro per altre voci di danno (danno all'ambiente, aumento della spesa sanitaria regionale, danni di immagine) da  quantificarsi  più precisamente in corso di causa.
La domanda della Presidenza del Consiglio, del Ministero dell'Ambiente e del Commissario Delegato è di ottenere il risarcimento dei  costi di bonifica (sul punto la domanda di 129 milioni di euro si sovrappone alla richiesta della Regione) e il risarcimento del danno  ambientale residuo, da quantificarsi nel corso del giudizio. Nel febbraio 2007 è stata depositata una perizia di parte commissionata ad  APAT dal Ministero dell'Ambiente che stimava il valore del danno ambientale risarcibile in 1.920 milioni di euro, comprensivi dei costi di  bonifica - esplosi a 1.620 milioni di euro rispetto agli originari 129 milioni di euro - e di una stima di danno ambientale pari a circa 300  milioni di euro. L'ammontare stimato nella perizia di parte, sommato alla pretesa risarcitoria della Regione Calabria, porta al totale di 2.720 milioni di euro.
Syndial ha prodotto nel maggio e nel settembre 2007 relazioni tecniche di parte che, con motivate ragioni, contestano con vigore la  perizia commissionata dal Ministero, sia sullo stato di contaminazione dei luoghi, sia sull'attribuibilità della contaminazione a Syndial,  sia sui criteri adottati per il calcolo degli oneri di ripristino, erronei, arbitrari e contrari alle norme di buona tecnica.
Il 7 ottobre 2009 è stata depositata la disposta CTU volta a definire lo stato di inquinamento del sito e a valutare il possibile costo del  ripristino, con l'eventuale rinvio ad ulteriore CTU per la definizione sia del rischio sanitario causato dall'inquinamento, sia la  quantificazione del danno ambientale.
Le conclusioni a cui perviene il collegio dei periti sono sostanzialmente in linea con le posizioni espresse da Syndial sul tema delle modalità con cui effettuare la bonifica, definite sulla base di un'analisi di rischio che porta a porre in essere interventi efficaci e mirati. Il progetto di bonifica, già in larga misura approvato dalle Autorità (Ministero dell'Ambiente e Regione Calabria), viene sostanzialmente ritenuto adeguato. A giudizio dei periti sono necessari degli interventi non previsti da Syndial, su una delle aree esterne (la c.d. area archeologica), mentre viene esclusa la necessità di procedere al dragaggio dei sedimenti marini. I costi dell'intervento di bonifica sono stimati in linea con le valutazioni fatte da Syndial. La CTU è meno favorevole a Syndial nella parte in cui vengono analizzate le fonti della contaminazione del sito che si ritiene determinata dalla gestione anche recente delle scorie di lavorazione. Il CTU ritiene, in sintesi, che la tecnologia di produzione era una BAT (best available technology), ma che il trattamento delle scorie avrebbe potuto essere effettuato in modo più rispettoso per l'ambiente e che i prodotti (c.d. Cubilot) non avevano quelle caratteristiche di stabilità fisico-chimiche che avrebbero impedito il rilascio di contaminanti nel suolo.
Per quanto riguarda la determinazione del danno ambientale diverso dal ripristino, vale la pena di osservare che la perizia APAT prodotta dal Ministero dell'Ambiente calcolava il danno da mancata fruizione del sito sulla base del costo di ripristino, costo che la CTU riduce in modo molto significativo. Qualora però le conclusioni del CTU sull'attribuibilità della contaminazione alla gestione Syndial fossero accettate dal giudice, la società potrebbe essere chiamata a rispondere, quantomeno in parte e qualora ne venga accertata la sussistenza, di danni ambientali diversi dalla fruizione dei beni (danni alla collettività, incremento della spesa sanitaria regionale).
In data 14 novembre 2009, Syndial ha depositato le osservazioni alla CTU, condividendo, da una parte, il modello concettuale adottato dai CTU e dimostrando, dall'altra, come la contaminazione del sito sia da attribuire prevalentemente alla gestione pregressa di altri operatori - fino agli anni 70 - dei residui di lavorazione.
In data 11 novembre 2009, anche la Regione Calabria ha depositato le proprie osservazioni alla CTU, contestando l'inquinamento anche in aree, circostanti il sito, non prese in considerazione dai CTU.
L'udienza per l'esame della perizia e delle osservazioni delle parti, inizialmente fissata per il 13 gennaio 2010, è stata rinviata al 13 aprile 2010, perché nel frattempo assegnata ad altro giudice.
Al fine di agevolare un'eventuale transazione sul danno ambientale, nel 2007 Syndial ha ripreso in carico la gestione della bonifica e il 5 dicembre 2008 ha presentato un nuovo progetto di bonifica per il ripristino delle aree. In riferimento all'iter di approvazione di tale progetto, oltre alla rimozione delle discariche fronte mare e la loro riallocazione in altra area (oggetto di precedente parziale approvazione da parte della Conferenza dei Servizi e subordinata all'ottenimento del giudizio di compatibilità  ambientale da parte della Regione Calabria), la Conferenza dei Servizi decisoria del 23 luglio 2009 ha ritenuto approvabili anche la realizzazione della barriera idraulica e del relativo impianto di trattamento delle acque di falda (a condizione che, nel caso in cui il monitoraggio successivo ne dimostri l'efficacia, Syndial progetti e realizzi la barriera fisica fronte mare) e l'avvio del primo lotto di interventi sui suoli tramite tecnologie in situ, a condizione che siano asportati tutti i rifiuti presenti sulle aree, individuati sulla base di apposito sopralluogo.
In un primo momento il fondo per rischi e oneri ambientali del bilancio di Syndial SpA accoglieva uno stanziamento di 103 milioni di euro a fronte dei prevedibili oneri dell'originario progetto di bonifica, non ritenendo la società di aver alcuna responsabilità per il danno ambientale in considerazione del limitato periodo di gestione delle attività industriali e delle responsabilità assunte dal Commissario Delegato per non aver di fatto svolto alcuna attività nel periodo di gestione della bonifica.
Successivamente, a fronte del nuovo progetto di bonifica, il fondo rischi ambientali è stato integrato di 154 milioni di euro per un totale di 257 milioni di euro. Non si è ritenuto di stanziare l'intero onere stimato del progetto di bonifica (300 milioni di euro) in considerazione della sua approvazione solo parziale.
Per completezza si segnala che era stata avviata nel 2003 dal Commissario Delegato e dalla Regione Calabria una prima azione di richiesta di risarcimento del danno, azione nella quale era intervenuta anche la Provincia di Crotone. Nel maggio 2007 il tribunale di Milano ha accolto l'eccezione formulata da Syndial sulla nullità della procura a margine dell'atto di citazione e respinto le domande di risarcimento. Pende l'appello avverso tale decisione. Le domande formulate in questa prima causa, sono, nella loro sostanza, assorbite da quelle formulate nei due successivi giudizi.
(iv) Atto di citazione per risarcimento danni per l'inquinamento da DDT del Lago Maggiore - Ente procedente: Ministero dell'Ambiente. Nel maggio 2003 il Ministero dell'Ambiente ha citato in giudizio la controllata Syndial SpA (già EniChem SpA) chiedendo il risarcimento di  un asserito danno ambientale attribuito alla gestione del sito di Pieve Vergonte da parte di Eni-Chem nel periodo 1990-1996. Con  sentenza di primo grado n. 4991/08 del 3 luglio 2008 (depositata l'8 luglio 2008), provvisoriamente esecutiva, il Tribunale civile di  Torino ha condannato Syndial SpA al predetto risarcimento quantificandolo in 1.833,5 milioni di euro oltre agli interessi legali dalla data  del deposito della sentenza. Sia i consulenti legali e tecnici di Syndial, sia quelli di Eni hanno concordemente ritenuto la predetta  sentenza fondata su motivazioni errate in fatto e in diritto tali da non far ritenere probabile un esito finale negativo del contenzioso e  comunque hanno altresì ritenuto assolutamente incongrua la quantificazione del danno, mancando nella sentenza congrui riferimenti  che possano giustificare l'enorme ammontare della condanna rispetto alla modestia dell'inquinamento contestato dallo stesso Ministero. Sulla base di tali pareri legali e tecnici, condivisi anche da consulenti esterni in materia di principi contabili, è stato confermato di non effettuare alcun accantonamento a fronte del contenzioso in oggetto nel bilancio chiuso al 31 dicembre 2008.
Ai primi di luglio 2009, Syndial ha notificato al Ministero dell'Ambiente l'atto di appello alla sentenza di primo grado. Nell'atto di appello Syndial ha altresì presentato istanza di sospensiva della esecutività della sentenza di primo grado. Il Ministero dell'Ambiente, nell'appello incidentale presentato, ha chiesto alla Corte d'Appello di riformare la sentenza di primo grado condannando Syndial, in aggiunta a quanto già deciso dal Tribunale di primo grado, all'ulteriore importo di 1 miliardo e 900 milioni di euro o, in subordine, di 1 miliardo e 300 milioni di euro. All'udienza dell'11 dicembre 2009 la Corte di Appello, preso atto della modifica alla normativa sul danno ambientale, a opera dell'art. 5 bis, D.L. 135/2009, e su richiesta dell'Avvocatura dello Stato, ha disposto il rinvio al 28 maggio 2010, in attesa che il Ministero dell'Ambiente emetta il decreto di determinazione dei criteri di quantificazione del risarcimento per equivalente patrimoniale del danno ambientale, ai sensi del suddetto art. 5 bis, D.L. 135/2009. L'Avvocatura si è impegnata a non escutere la sentenza sino alla nuova udienza.
Nel contenzioso relativo al sito di Pieve Vergonte, in corso avanti al Tar Piemonte e che riguarda l'impugnazione del decreto ministeriale con il quale il Ministero dell'Ambiente ha disposto: (i) il potenziamento della barriera idraulica posta a protezione del sito; (ii) la presentazione di un progetto di bonifica del Lago Maggiore, il Tar Piemonte ha emesso sentenza di merito con la quale sono stati respinti i ricorsi di Syndial. Tuttavia le prescrizioni del Ministero dell'Ambiente con riguardo agli interventi sul lago sono state modificate dal Tar Piemonte e riformulate dovendosi intendere tali prescrizioni come semplice attività d'indagine e conoscitiva. Contro tale sentenza, Syndial ha presentato ricorso con sospensiva innanzi al Consiglio di Stato. Il giudizio è stato rinviato a data da destinarsi, in considerazione dell'avvio dell'iter di approvazione del piano di caratterizzazione da parte della Conferenza dei Servizi che, con verbale del 28 aprile 2009, lo ha approvato, con prescrizioni.
Syndial ha impugnato tale verbale e il relativo decreto approvativo ministeriale. L'impugnazione è stata proposta non per contestare il contenuto del piano di caratterizzazione, a cui la società sta dando corso, ma soltanto per evitare di prestare implicitamente acquiescenza alla richiesta del Ministero (contestata nei ricorsi pendenti) che configura l'obbligo in capo a Syndial di eseguire la bonifica.
Syndial ha inoltre presentato un piano di bonifica della falda e dei suoli che non è stato approvato, essendo state imposte le prescrizioni contestate nel procedimento sopra descritto. L'eventuale soccombenza in sede amministrativa implicherebbe l'obbligo per Syndial di sostenere oneri di bonifica, al momento non quantificabili, che comunque sarebbero fatti valere come risarcimenti in forma specifica da poter portare in deduzione da quanto potrebbe essere imposto a titolo di risarcimento del danno ambientale nell'ambito del contenzioso civile pendente avanti alla Corte d'Appello di Torino.
(v) Causa promossa dal Comune di Carrara per il ripristino dello stato dei luoghi nel sito di Avenza e il risarcimento danni.
Il Comune di Carrara ha promosso avanti al Tribunale di Genova una causa con la quale ha chiesto a Syndial SpA il ripristino dello stato dei luoghi nel sito di Avenza, e il risarcimento dei danni ambientali non eliminabili quantificati in circa 139 milioni di euro e dei danni morali, esistenziali e all'immagine quantificati in circa 80 milioni di euro, nonché dei danni materiali e patrimoniali quantificati in circa 16 milioni di euro. La richiesta è riferita a un incidente verificatosi nel 1984, a seguito del quale EniChem Agricoltura SpA (successivamente incorporata in Syndial SpA), allora proprietaria del sito, aveva posto in opera interventi di messa in sicurezza e di bonifica. Nella causa è intervenuto il Ministero dell'Ambiente che ha chiesto il risarcimento del danno ambientale, quantificato complessivamente tra un minimo di 53,5 milioni di euro e un massimo di 93,3 milioni di euro, da ripartire tra le diverse società che hanno gestito lo stabilimento. Nel giudizio, infatti, Syndial ha convenuto, al fine di esserne garantita, la Rumianca SpA, la Sir Finanziaria SpA e la Sogemo SpA, che in precedenza erano state proprietarie del sito. È stata disposta la CTU che si è conclusa con il deposito della relazione finale le cui risultanze quantificano il danno ambientale in circa 15 milioni di euro. Con sentenza del marzo 2008, il Tribunale di Genova ha respinto, in quanto infondate, tutte le domande proposte dal Comune di Carrara e dal Ministero dell'Ambiente. Nel giugno 2008 il Comune di Carrara e il Ministero dell'Ambiente hanno notificato atto di appello avverso la sentenza di primo grado, ribadendo le richieste avanzate in primo grado, richiedendo complessivamente a tutti i convenuti un risarcimento pari a circa 189,8 milioni di euro. La società si è costituita nei giudizi d'appello, contestando le richieste dell'attore. Il giudizio è proseguito senza integrazione dell'istruttoria rispetto a quella già svolta in primo grado. La causa è stata rinviata a luglio 2010 per la precisazione delle conclusioni.
(vi) Ministero dell'Ambiente - Rada di Augusta. Con Conferenza dei Servizi del 18 luglio 2005, 14 settembre 2005 e 16 dicembre 2005, il Ministero dell'Ambiente ha prescritto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Syndial, Polimeri Europa e Eni  R&M, di effettuare interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte  dell'inquinamento ivi riscontrato, in particolare dovuto all'alta concentrazione di mercurio, genericamente ricondotto alle attività industriali  esercitate sul polo petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero dell'Ambiente, eccependo in  particolare le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Il TAR Catania con sentenza n. 1254/2007, ha annullato nel merito le suddette prescrizioni. Avverso la decisione del TAR il Ministero dell'Ambiente e i Comuni di Augusta e Melilli hanno proposto appello, avanti al Consiglio di Giustizia Amministrativa della Regione Sicilia, per l'annullamento della sentenza, formulando anche istanza cautelare di sospensione dell'efficacia del provvedimento impugnato.
La domanda di sospensione formulata dagli appellanti è stata accolta dal CGA. Le prescrizioni oggetto di tale pronuncia sono state reiterate dal Ministero dell'Ambiente con ulteriori provvedimenti che le società hanno provveduto ad impugnare e i cui effetti sono stati nuovamente oggetto di sospensione cautelare da parte del TAR Catania.
Nel gennaio 2008 è stata emessa la sentenza del TAR Catania n. 200/08 che accoglie anche gli ulteriori ricorsi, aventi a oggetto analoghe prescrizioni. Nel giugno 2008 anche detta sentenza è stata appellata dal Ministero dell'Ambiente e dai Comuni di Augusta e Melilli avanti al Consiglio di Giustizia Amministrativa, senza tuttavia istanza di sospensiva.
L'udienza per la discussione di entrambi gli appelli pendenti avanti il CGA, in origine fissata all'11 dicembre 2008, è stata poi rinviata sine die per la pendenza delle questioni pregiudiziali dinanzi alla Corte di Giustizia della Comunità Europea (v. infra).
Inoltre, nell'aprile 2008, le Società hanno impugnato anche le determinazioni della Conferenza di Servizi del 20 dicembre 2007, per la parte in cui l'Amministrazione ha mostrato di voler proseguire nelle opere di bonifica dei sedimenti della Rada di Augusta con la realizzazione di ulteriori interventi. In tale procedimento il TAR Catania ha disposto una CTU, depositata in data 20 febbraio 2009, che è favorevole alle ragioni delle società ricorrenti. Il giudizio prosegue.
Nel maggio 2008, le società hanno inoltre impugnato avanti il TAR Catania, con istanza di sospensione cautelare, anche le  determinazioni della Conferenza di Servizi del 6 marzo 2008 (ed altri provvedimenti successivi), per contestare nuovamente una richiesta di integrazione del progetto definitivo di bonifica della falda con opere di marginamento fisico, nonché "nuovi criteri" cui l'Amministrazione ha condizionato la restituzione di aree agli usi legittimi.
Nell'ambito di tale ultimo procedimento, su richiesta delle società ricorrenti, il TAR Catania ha rimesso alla Corte di Giustizia della Comunità Europea alcune questioni interpretative della normativa comunitaria, pregiudiziali alla decisione dei ricorsi, quali i principi del "chi inquina paga", di proporzionalità, buon andamento e ragionevolezza con riferimento alla riparazione del danno ambientale. Si era in attesa della sentenza della Corte di Giustizia della Comunità Europea: tale pronuncia è stata emessa il 9 marzo 2010 ed è tendenzialmente favorevole agli interessi delle tre Società, precisando tra l'altro che nell'interpretazione del principio "chi inquina paga" resta centrale l'accertamento del "nesso di causalità" e la ricerca dell'effettivo responsabile dell'inquinamento.
Si segnala inoltre che è stata avviata dalla Procura della Repubblica di Siracusa un'indagine penale contro ignoti volta a verificare l'effettiva contaminazione della Rada di Augusta e i rischi connessi all'esecuzione del progetto di bonifica come proposto dal Ministero.
Gli accertamenti tecnici disposti dalla Procura si sono conclusi con i seguenti esiti: a) assenza di rischio sanitario nella Rada di Augusta; b) conferma della estraneità del Gruppo Eni alla contaminazione; c) pericolosità dei dragaggi. All'esito di tali accertamenti tecnici, la Procura ha richiesto l'archiviazione del procedimento.

ENI SpA

(vii) Procedura di amministrazione straordinaria delle compagnie aeree Volare Group, Volare Airlines e Air Europe. Nel marzo 2009 è stato notificato a Eni e alla controllata Sofid, oggi Eni Adfin, un atto di citazione per revocatoria fallimentare con il quale le procedure di amministrazione straordinaria di Volare Group, Volare Airlines e Air Europe - procedure aperte con decreto del Ministero delle Attività Produttive del 30 novembre 2004 - chiedono che siano dichiarati inefficaci tutti i pagamenti effettuati da Volare Group, Volare Airlines e Air Europe in favore di Eni e di Eni Adfin, quale mandataria di Eni all'incasso dei crediti, nell'anno anteriore alla dichiarazione dello stato di insolvenza delle suddette debitrici, e cioè dal 30 novembre 2003 al 29 novembre 2004, per un ammontare complessivo indicato in circa 46 milioni di euro oltre interessi.
Eni Adfin ed Eni si sono costituite e la causa è stata rinviata all'udienza del 5 maggio 2010 per l'istruttoria. Eni ha effettuato accantonamento al fondo rischi.

2. Altri procedimenti giudiziari e arbitrali

SYNDIAL SpA (EX ENICHEM SpA)

(i) Serfactoring SpA: cessione crediti. Nel 1991 Agrifactoring SpA ha avviato un'azione giudiziaria avanti al Tribunale di Roma contro Serfactoring SpA. La pretesa ha per oggetto crediti per 182 milioni di euro (oltre interessi e rivalutazione) relativi a forniture di fertilizzanti che originariamente erano vantati da EniChem Agricoltura SpA e Terni Industrie Chimiche SpA (oggi entrambe Syndial SpA) nei confronti di Federconsorzi. Agricoltura e Terni Industrie Chimiche cedevano questi crediti a Serfactoring, che poi conferiva ad Agrifactoring mandato per il loro incasso. Agrifactoring garantiva di pagare l'ammontare di tali crediti a Serfactoring a prescindere dall'effettivo incasso. Successivamente alla messa in liquidazione dell'Agrifactoring, il liquidatore ha avviato il suddetto procedimento affermando che si era verificata la decadenza della garanzia di pagamento a suo tempo pattuita in conseguenza dell'intervenuta messa in liquidazione del debitore Federconsorzi, pretendendo quindi la restituzione di quanto già pagato a Serfactoring e non corrisposto ad Agrifactoring da Federconsorzi. L'odierna Syndial e Serfactoring, quest'ultima in via riconvenzionale, hanno agito a loro volta contro Agrifactoring in liquidazione chiedendo la somma complessiva di 97 milioni di euro circa a titolo di risarcimento dei danni, importo corrispondente all'ammontare complessivo delle fatture emesse nei confronti di Federconsorzi rimaste insolute. Questo ammontare è stato successivamente ridotto a 46 milioni di euro circa a seguito del pagamento parziale dei crediti originari da parte del liquidatore della Federconsorzi e di altre compensazioni. Le cause riunite sono state decise dal Tribunale con sentenza parziale depositata il 24 febbraio 2004. La domanda di Agrifactoring - ridotta in sede di CTU all'importo, per sorte capitale, di 42,3 milioni di euro circa - è stata rigettata e quest'ultima è stata condannata al risarcimento del danno in favore di Serfactoring e Syndial, da determinare nel proseguimento del giudizio. È stato proposto appello da Agrifactoring e nel giugno 2008 la causa è stata decisa con sentenza parziale che, riformando la sentenza di primo grado, ha accolto le domande proposte da Agrifactoring, condannando Serfactoring
a restituire a Agrifactoring quanto da quest'ultima pagato alla prima e non rimborsato da Federconsorzi. La Corte, ha disposto il rinnovo della CTU contabile, al fine, preliminarmente, di accertare l'importo complessivo corrisposto da Agrifactoring a Serfactoring e l'importo complessivo corrisposto da Federconsorzi ad Agrifactoring e quindi di determinare il quantum da restituirsi a Agrifactoring; la causa proseguirà con l'esame della CTU contabile. Serfactoring e Syndial (in via cautelativa, avendo già formulato riserva di gravame) hanno proposto ricorso per Cassazione avverso la suddetta sentenza parziale del 2008 della Corte d'Appello di Roma. Agrifactoring ha a sua volta presentato controricorso, chiedendo la dichiarazione di inammissibilità o il rigetto del ricorso. Si attende la fissazione dell'udienza di discussione. Eni ha effettuato accantonamento al fondo rischi.

SAIPEM SpA

(ii) CEPAV U no e CEPAV Due. Saipem partecipa ai consorzi Cepav Uno (Saipem 50,36%) e Cepav Due (Saipem 52%) che nel 1991
hanno stipulato con TAV SpA due convenzioni per la realizzazione, rispettivamente, delle tratte ferroviarie ad alta capacità/velocità Milano-Bologna (in fase di realizzazione) e Milano-Verona (in fase di progettazione). Nell'ambito del progetto di realizzazione della tratta ferroviaria ad alta capacità/velocità Milano-Bologna, il 27 giugno 2003 è stato stipulato un addendum al contratto tra il consorzio Cepav Uno e il committente Tav , in cui sono state ridefinite alcune condizioni contrattuali. Successivamente,
il consorzio ha chiesto al committente il prolungamento dei tempi di ultimazione dei lavori e un'integrazione del corrispettivo di circa 800 milioni di euro poi aggiornato a 1.770 milioni di euro. Il consorzio e TAV hanno tentato di comporre amichevolmente la divergenza, interrompendo le trattative il 14 marzo 2006, a seguito delle proposte del TAV giudicate insoddisfacenti dal consorzio. Il 27 aprile 2006 è stata notificata a TAV domanda di arbitrato, come previsto dalle clausole contrattuali. Il termine per il deposito del lodo è attualmente fissato al 27 dicembre 2011. Nell'ambito del progetto della tratta ferroviaria ad alta capacità/velocità Milano-Verona, il consorzio Cepav Due ha consegnato nel dicembre 2004 il progetto definitivo dell'opera, sviluppato, come previsto dalla legge 443/2001 cosiddetta "legge obiettivo", sulla base del progetto preliminare approvato dal CIPE. Relativamente all'arbitrato, avviato il 28 dicembre 2000, intentato dal consorzio nei confronti di TAV per ottenere il riconoscimento dei danni subiti a seguito dei ritardi imputabili a TAV nell'esecuzione delle attività di sua  competenza, nel gennaio 2007 il collegio arbitrale con lodo parziale si è espresso a favore del consorzio ribadendo il diritto al recupero dei maggiori costi sostenuti per le attività di progettazione. La perizia, volta alla loro determinazione è stata depositata il 19 ottobre 2009. Il giudizio si è concluso in data 23 febbraio 2010 con il deposito del lodo, che ha condannato TAV a corrispondere al consorzio Cepav Due la somma di euro 44.176.787 oltre gli interessi legali e la rivalutazione monetaria dalla data della domanda di arbitrato al saldo; ha inoltre condannato TAV al pagamento di ulteriori euro 1.115.000 oltre interessi e  rivalutazione dal 30 ottobre 2000 al saldo. TAV ha proposto ricorso avanti la Corte di appello di Roma avverso il lodo arbitrale parziale del gennaio 2007 e l'udienza di precisazione delle conclusioni è prevista per il 28 gennaio 2011.
Nel febbraio 2007 il consorzio Cepav Due ha notificato a TAV una seconda domanda di arbitrato in seguito all'entrata in vigore del decreto legge n. 7 del 31 dicembre 2007 che aveva revocato, tra l'altro, la concessione rilasciata a suo tempo dall'ente Ferrovia dello Stato a TAV SpA, per la realizzazione della tratta ferroviaria alta velocità Milano-Verona. Gli effetti della revoca si estendevano anche alla convenzione che Cepav Due aveva stipulato con TAV SpA nel 1991. L'art. 12 del decreto legge n. 112 del 25 giugno 2008, convertito con legge 133/2008, ha poi disposto la "abrogazione della revoca delle concessioni TAV" e pertanto la convenzione stipulata da Cepav Due con TAV SpA nel 1991 prosegue senza soluzione di continuità con RFI (Rete Ferroviaria Italiana) SpA. Il secondo giudizio arbitrale è comunque proseguito per la determinazione dei danni subiti dal Consorzio anche in data antecedente la revoca della concessione e si è in attesa che il collegio arbitrale disponga la Consulenza Tecnica d'Ufficio volta alla loro quantificazione. Il termine per il deposito del lodo è attualmente fissato al 31 dicembre 2010.

3. Interventi della Commissione Europea, dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e di altre autorità regolamentari

3.1 Antitrust

Eni SpA

(i) Abuso di posizione dominante di Snam riscontrato dall'AGCM. Nel marzo 1999 l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, a conclusione dell'istruttoria avviata nel 1997, ha: (i) riscontrato da parte della Snam SpA (incorporata in Eni SpA nel 2002) l'abuso di posizione dominante nel mercato del trasporto e distribuzione primaria del gas naturale in relazione alle tariffe di vettoriamento applicate e all'ammissibilità dei produttori al vettoriamento; (ii) irrogato la sanzione pecuniaria di 2 milioni di euro; (iii) chiesto l'eliminazione delle infrazioni accertate. La Snam, nella convinzione di aver operato nel pieno rispetto delle disposizioni di legge, ha impugnato il provvedimento in questione avanti al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio, chiedendone incidentalmente la sospensione degli effetti. Con ordinanza del 26 maggio 1999, il Tribunale Amministrativo Regionale, rilevando tra l'altro come le prescrizioni imposte alla ricorrente sembrino essere in contrasto con il quadro di riferimento delineato dalla legge n. 9/1991 e con le linee ispiratrici della direttiva 98/30/CE, ha accolto la richiesta di sospensiva. L'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato non ha impugnato la decisione sospensiva del Tribunale Amministrativo Regionale. È pendente avanti al Tribunale Amministrativo Regionale il giudizio di merito sulla questione.
(ii) Accertamenti della Commissione Europea sugli operatori nel settore del gas naturale. Nell'ambito delle iniziative avviate dalla Commissione Europea volte a verificare il grado di concorrenza nel settore del gas naturale all'interno dell'Unione Europea, nel maggio 2006 era stata notificata a Eni la decisione della Commissione che ingiungeva a Eni e a tutte le società da essa esclusivamente o congiuntamente controllate, di sottoporsi a un accertamento ispettivo ai sensi dell'art. 20, par. 4, del regolamento n. 1/2003 del Consiglio, al fine di verificare l'eventuale presenza di comportamenti o pratiche commerciali in violazione delle norme comunitarie in materia di concorrenza, volti a ostacolare l'accesso al mercato italiano della fornitura del gas all'ingrosso o a ripartire il mercato con altre imprese coinvolte in attività di fornitura e/o trasporto del gas naturale.
Analoghe iniziative erano state contestualmente assunte dalla Commissione nei confronti dei principali operatori europei del mercato del gas in Germania, Francia, Austria e Belgio. Il 9 marzo 2009, Eni ha ricevuto dalla Commissione Europea una comunicazione degli addebiti concernente un procedimento ai sensi dell'art. 82 CE e dell'art. 54 dell'accordo SEE relativo al presunto ingiustificato rifiuto di accesso alle infrastrutture di trasporto TAG (Austria) e TENP/ Transitgas (Germania/Svizzera), interconnesse al sistema italiano di trasporto, attraverso pratiche "di accaparramento di capacità, degrado della capacità e limitazione strategica dell'investimento", con l'effetto di "impedire lo sviluppo di una concorrenza effettiva nel mercato a valle e [...] causare un danno per i consumatori". La Commissione Europea, nella comunicazione di cui trattasi, prospetta la possibile imposizione di rimedi strutturali e di un'ammenda che, ove irrogata, potrebbe essere significativa. Eni, dopo aver completato la verifica dell'impianto accusatorio della comunicazione degli addebiti, sotto il duplice profilo della veridicità dei fatti contestati e della loro effettiva configurabilità come violazioni della normativa sulla concorrenza, ha provveduto a depositare le proprie difese scritte e, in data 27 novembre 2009, le ha illustrate oralmente nell'audizione innanzi ai rappresentanti della Commisione. In data 4 febbraio 2010 Eni, pur ribadendo l'assoluta legittimità del proprio operato, ha presentato alla Commissione Europea una serie di impegni di carattere strutturale per determinare la chiusura - senza accertamento dell'illecito e, quindi, senza sanzioni - della procedura. In particolare, Eni si impegna alla dismissione delle partecipazioni da essa stessa detenute nelle società concernenti il gasdotto tedesco Tenp, quello svizzero Transitgas e quello austriaco TAG.
Con riferimento a quest'ultimo, in virtù della valenza strategica dello stesso, si prevede che il trasferimento della relativa partecipazione debba avvenire nei confronti di un soggetto controllato dallo Stato italiano. La Commissione Europea ha annunciato che intende sottoporli ad un market test. Ad esito del market test la Commissione potrà adottare una decisione ai sensi dell'articolo 9 del regolamento (CE) n. 1/2003, rendendo obbligatori gli impegni ed escludendo così l'irrogazione di qualsiasi sanzione. Qualora, ad esito del market test, la Commissione decidesse di non ritenere accettabili gli impegni proposti da Eni o qualora quest'ultima, per qualsiasi ragione, decidesse di ritirarli, il procedimento antitrust ordinario riprenderebbe il suo corso e in questa eventualità non si può escludere che lo stesso si concluda con un provvedimento di condanna con sanzione ed eventuali rimedi strutturali nel corso del 2010. Avverso il provvedimento di condanna della Commissione sarebbe in ogni caso esperibile ricorso ai Giudici Comunitari.
(iii) TT PC. Nell'aprile 2006 Eni ha presentato ricorso avanti il Tribunale Amministrativo per il Lazio avverso il provvedimento del 15 febbraio 2006 con il quale l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato aveva deliberato che la condotta posta in essere da Eni nel 2003 con riguardo all'esecuzione del piano di potenziamento del gasdotto TTPC di importazione del gas naturale dall'Algeria  costituiva abuso di posizione dominante ai sensi dell'articolo 82 del Trattato UE. In quella sede l'Autorità inflisse a Eni una sanzione amministrativa di 390 milioni di euro ridotti a 290 milioni di euro in considerazione dell'impegno di Eni di attuare misure pro-concorrenziali, tra le quali in particolare il potenziamento del gasdotto in questione. A fronte di questo contenzioso Eni ha effettuato un accantonamento al fondo rischi. Il TAR del Lazio ha in parte accolto il ricorso proposto da Eni annullando la quantificazione della sanzione, riconoscendo la non adeguata ponderazione da parte dell'AGCM delle circostanze addotte da Eni. Contro la sentenza del TAR hanno presentato autonomo ricorso al Consiglio di Stato sia l'AGCM che Eni e TTPC.
(iv) Accertamenti dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato nel settore della vendita e distribuzione del gas in
Italia.
In data 7 maggio 2009, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, alla luce di segnalazioni inviate dalla società Sorgenia, ha avviato un'istruttoria nei confronti di una serie di operatori integrati nella vendita e distribuzione di gas in Italia, tra i quali Eni e Italgas, nella quale ipotizza un asserito abuso di posizione dominante costituito da comportamenti diretti a ostacolare la fase di cambio del fornitore da parte dei clienti con consumi annui inferiori a 200.000 mc. Ciò avrebbe permesso alle società di vendita dei gruppi integrati di preservare le proprie quote di mercato nelle aree in cui operano i distributori del gruppo.
Il termine per la conclusione del procedimento istruttorio nei confronti di Eni e di Italgas è attualmente fissato al 30 giugno 2010.

ENI SpA POLIMERI EUROPA SpA E SYNDIAL SpA

(v) Contenzioso antitrust nel settore degli elastomeri - Ente procedente: Commissione Europea. Nel dicembre del 2002 le autorità europee e statunitensi hanno avviato contestualmente indagini concernenti possibili violazioni della normativa antitrust nel settore degli elastomeri. Attualmente risulta ancora pendente, innanzi alla Commissione Europea, una sola indagine riguardante il prodotto NBR. In relazione alla procedura sul CR per presunte infrazioni commesse dal 1993 al 2002 nell'EEA, la Commissione Europea nel dicembre 2007 ha archiviato la posizione di Syndial e ha contemporaneamente inflitto una ammenda pari a 132,16 milioni di euro in solido a Eni e Polimeri. Le Società hanno presentato ricorso presso il Tribunale di Prima Istanza Ue avverso tale decisione e hanno provveduto al pagamento dell'ammenda nel marzo 2008. Per quanto riguarda gli altri prodotti (BR/SBR), la Commissione Europea, con decisione del 29 novembre 2006, ha accertato una violazione della normativa antitrust e ha comminato un'ammenda di 272,25 milioni di euro a Eni e Polimeri Europa in solido. Nel febbraio 2007 le Società hanno predisposto i ricorsi avverso tale decisione avanti al Tribunale di Prima istanza Ue. Le udienze per la trattazione orale della causa si sono tenute nell'ottobre 2009 e allo stato si è in attesa del disposto delle relative sentenze. In attesa dell'esito dei ricorsi, Polimeri Europa aveva fornito una garanzia bancaria per 200 milioni di euro e versato il residuo importo della sanzione.
A fronte della decisione da ultimo menzionata della Commissione Europea, nell'agosto 2007 Eni ha altresì avviato, presso il Tribunale di Milano, un'azione di accertamento negativo volta a ottenere una sentenza che attestasse l'inesistenza del danno asseritamente subito dai produttori di pneumatici BR/SBR. Il Tribunale di Milano ha tuttavia dichiarato inammissibile l'azione con sentenza impugnata dinanzi alla Corte di Appello di Milano; la relativa udienza di trattazione è stata fissata a maggio 2010.
Sono stati effettuati accantonamenti al fondo rischi.

3.2 Regolamentazione

(i) Toscana Energia Clienti SpA
La Toscana Energia Clienti ha citato la Diddi Srl avanti al Tribunale di Lucca in merito all'interpretazione della Delibera AEEG 229/01, riguardo le presunte mancate letture, per inaccessibilità del contatore, riferito a consumi superiori a 5.000 mc/anno.
La controparte costituendosi in giudizio ha proposto azione riconvenzionale. All'udienza del 12 novembre 2008 il giudice ha emesso sentenza accogliendo quanto sostenuto dalla società e limitando l'indennizzo dovuto alla controparte in soli 1.475 euro oltre a 90 euro di interessi. La somma è già stata pagata alla controparte che nel dicembre 2009 ha notificato l'atto di appello.

(ii) Distribuidora De Gas Cuyana SA
Procedimento di infrazione avviato dall'Ente Nazionale di regolamentazione del settore del gas in Argentina. L'Ente nazionale di regolamentazione del settore gas in Argentina ("Enargas") ha avviato un procedimento di infrazione nei confronti di alcuni operatori del settore tra cui la Distribuidora de Gas Cuyana SA, società controllata di Eni. L'Enargas contesta alla società di non aver correttamente calcolato i fattori di conversione dei volumi per ricondurli a condizioni standard ai fini della fatturazione ai clienti e intima alla società di correggere, a partire dalla data della notifica (31 marzo 2004), i fattori di conversione nei termini della regolamentazione in vigore, senza pregiudizio dei risarcimenti e sanzioni che possano emergere dall'istruttoria in corso. La società impregiudicato ogni diritto di impugnativa del provvedimento, il 27 aprile 2004 ha presentato all'Enargas una memoria difensiva.
In data 28 aprile 2006 la società ha presentato formalmente istanza di acquisizione documentale nei confronti di Enargas al fine di prendere conoscenza dei documenti sulla cui base viene contestata la presunta infrazione.

(iii) Istruttoria dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas sull'applicazione della disciplina in materia di trasparenza dei documenti
di fatturazione.
Con sentenza VIS 93/09 del 25 settembre 2009 l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas ha avviato istruttorie formali nei confronti di 5 imprese di vendita di energia elettrica, tra cui Eni, per accertare l'eventuale violazione delle disposizioni in materia di trasparenza dei documenti di fatturazione di cui alle delibere 152/06, 156/07 e 272/07 e irrogare eventuali sanzioni amministrative pecuniarie. Il termine di durata dell'istruttoria è fissato in 120 giorni a decorrere dalla data di comunicazione del provvedimento agli interessati.

4. Contenziosi fiscali

ITALIA - ENI SpA

(i) Contestazione per omesso pagamento ICI relativamente ad alcune piattaforme petrolifere localizzate nelle acque territoriali
del mare Adriatico.
Nel dicembre 1999 il Comune di Pineto (provincia di Teramo) ha contestato alla Società l'omesso pagamento dell'imposta comunale sugli immobili relativamente ad alcune piattaforme petrolifere di estrazione di idrocarburi localizzate nelle acque territoriali del mare Adriatico prospiciente il territorio comunale per un ammontare di circa 17 milioni di euro a titolo di imposta, sanzioni ed interessi relativamente agli anni 1993-1998. Avverso tale avviso la società ha presentato tempestivo ricorso contestando: (i) in via preliminare la carenza del potere impositivo del Comune per mancanza del presupposto territoriale in quanto il mare territoriale nel quale sono installate le piattaforme in oggetto non rientra nel territorio comunale; (ii) nel merito la mancanza degli altri presupposti oggettivi per l'applicazione dell'imposta. La Commissione Tributaria Provinciale territorialmente competente ha accolto il ricorso di Eni. Il Comune ha presentato appello presso la competente Commissione Tributaria Regionale che con sentenza del gennaio 2003 ha respinto l'appello confermando la sentenza di primo grado. Il Comune ha proposto appello presso la Corte di Cassazione che, con sentenza del febbraio 2005, ha riconosciuto il potere impositivo del Comune sulle acque territoriali, ed ha conseguentemente cassato la sentenza impugnata rinviando per la decisione sugli altri motivi ad altra sezione della commissione Tributaria Regionale dell'Abruzzo che ha disposto la nomina di un collegio di consulenti (CTU), incaricati di effettuare accertamenti tecno-contabili necessari ai fini del giudizio. La relazione conclusiva dei CTU conferma la non accatastabilità delle piattaforme e quindi la carenza del presupposto impositivo ai fini ICI.
Tale conclusione è stata accolta dalla Commissione Tributaria Regionale dell'Abruzzo con sentenza del 19 gennaio 2009 depositata il 14 dicembre 2009.
Nel dicembre 2005, il Comune di Pineto aveva notificato a Eni SpA analogo avviso di accertamento dell'ICI per gli anni dal 1999 al 2004 per le medesime piattaforme petrolifere chiedendo il pagamento di una somma complessiva di circa 24 milioni di euro a titolo di imposta, sanzioni per omesso versamento e omessa dichiarazione e interessi. Il ricorso avverso tale provvedimento è stato accolto con sentenza del dicembre 2007 dalla Commissione Tributaria Provinciale di Teramo. Il giudizio prosegue in appello presso la Commissione Tributaria di grado superiore.
Analoghi avvisi di accertamento relativi a piattaforme petrolifere Eni in Mare Adriatico sono stati notificati dai Comuni di Tortoreto, Falconara Marittima, Pedaso e, nel 2009, Gela. Le somme contestate ammontano complessivamente a circa 7,5 milioni di euro. La Società ha presentato ricorso contro tutti gli avvisi di accertamento.

ESTERO - AGIP K ARACHAGANAK BV
(ii) Contestazioni per mancato pagamento di imposte con conseguente addebito di interessi e penali. Nel luglio 2004 le competenti autorità kazakhe hanno notificato alle società Agip Karachaganak BV e Karachaganak Petroleum Operating BV, rispettivamente azionista e società operatrice del contratto di Karachaganak, gli esiti di audit fiscali relativi agli esercizi 2000-2003.
Entrambe le società avevano presentato ricorso avverso gli avvisi di accertamento ed un accordo preliminare sulla modifica dell'avviso tramite autotutela era stato raggiunto in data 18 novembre 2004. L'avviso di accertamento è stato emesso ora in via definitiva con riscossione coattiva dell'importo. L'importo definitivo accertato, comprensivo di interessi e sovrattasse ammonta a US$ 39 milioni in quota Eni. Le società contestano gli importi dell'avviso e si riservano il diritto di proseguire il contenzioso con le autorità kazakhe tramite procedura arbitrale internazionale.
Nell'ottobre 2009, le competenti autorità kazakhe hanno condotto una verifica fiscale generale delle branch kazakhe di Agip Karachaganak BV e di Karachaganak Petroleum Operating BV, relativamente al periodo d'imposta dal 2004 al 2007. Nel dicembre 2009 le autorità fiscali hanno emesso avviso di accertamento per il periodo di imposta 2004, ma non hanno ancora proceduto ad alcuna notifica per gli anni successivi. La verifica del 2004 ha generato richieste per US$ 21,6 milioni a titolo di imposta sul reddito e ritenute alla fonte per US$ 0,3 milioni. Tali ammontari sono oggetto di disputa e le società hanno presentato ricorso. Inoltre nel corso del 2009, a fronte di audit relativi agli anni 2003-2006, le autorità kazakhe hanno contestato la recuperabilità contrattuale di alcuni costi sostenuti dalla società operatrice Karachaganak Petroleum Operating BV. Sono in corso negoziazioni ai fini di una composizione della disputa.
(iii) Contenzioso fiscale Eni Angola Production BV. Nei primi mesi del 2009 il Ministero delle Finanze angolano, a seguito di una verifica fiscale iniziata a fine 2007, ha emesso avvisi di accertamento per gli anni 2002-2007 con i quali ha contestato a Eni Angola Production BV quale contitolare della concessione di Cabinda, la deducibilità degli ammortamenti sulle immobilizzazioni in corso ai fini del pagamento della Petroleum Income Tax. La società ha presentato ricorso avverso tale provvedimento presso la Corte Provinciale di Luanda per tutti gli anni in contestazione. In primo grado, i giudici del tribunale di Luanda hanno dichiarato la propria incompetenza ed è attualmente in corso il giudizio presso la Corte Suprema. A fronte del contenzioso la società ha effettuato un accantonamento al fondo rischi.

5. Indagini della Magistratura

(i) EniPower. Nel giugno 2004 la Magistratura ha avviato indagini sugli appalti commessi dalla controllata EniPower, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa EniPower. Di dette indagini è stata data ampia diffusione dai mezzi di comunicazione e, allo stato delle conoscenze, ne è emerso il pagamento illecito di somme di denaro da aziende fornitrici di EniPower stessa a un suo dirigente che è stato subito licenziato. A EniPower (committente) e alla SnamProgetti (oggi Saipem SpA) (appaltatore dei servizi di ingegneria e di approvvigionamento) sono state notificate informazioni di garanzia ai sensi della disciplina della responsabilità
amministrativa delle persone giuridiche ex Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Nella riunione del 10 agosto 2004 il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato la situazione sopra descritta e ha condiviso l'avvenuta costituzione da parte dell'Amministratore Delegato di una task force incaricata di verificare il rispetto delle procedure di Gruppo nelle modalità di affidamento degli appalti e delle forniture da parte di EniPower e SnamProgetti e nella successiva esecuzione dei lavori.
Inoltre il Consiglio ha indicato alle strutture di prestare fattiva e tempestiva collaborazione agli organi giudiziari inquirenti.
Dagli accertamenti effettuati non sono emerse inadeguatezze nella struttura organizzativa o carenze nel sistema di controllo interno. Per alcuni aspetti specifici, le analisi sono state effettuate anche da consulenti tecnici esterni.
Eni, nell'ambito di una Linea Guida di fermezza e trasparenza, ha assunto le deliberazioni necessarie per la costituzione di parte civile nel procedimento penale ai fini del risarcimento degli eventuali danni che fossero derivati dai comportamenti illeciti dei propri fornitori, dei loro e dei propri dipendenti.
Nel frattempo è stato notificato l'atto di conclusione delle indagini preliminari in cui EniPower e SnamProgetti non sono indicate tra i soggetti giuridici indagati ai sensi del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Nell'agosto 2007 è stato notificato il provvedimento con cui il Pubblico Ministero ha chiesto lo stralcio, tra gli altri, delle società EniPower SpA e di SnamProgetti SpA per la successiva archiviazione. Il procedimento prosegue a carico di ex dipendenti delle predette società nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e delle stesse ai sensi del D. Lgs. n. 231/2001. Eni SpA, EniPower SpA e SnamProgetti SpA si sono costituite parte civile nell'udienza preliminare. L'udienza preliminare relativa al procedimento principale avanti il GUP si è conclusa il 27 aprile 2009. Il giudice ha disposto il decreto di rinvio a giudizio di tutte le parti che non hanno fatto richiesta di patteggiamento, a esclusione di Romeo Franco Musazzi e ABB Instrumentation SpA per intervenuta prescrizione. Nel corso dell'udienza del 2 marzo 2010 è stata confermata la costituzione di parte civile di Eni SpA, EniPower SpA e Saipem SpA nei confronti degli enti imputati ex D. Lgs 231/2001. Il processo è stato rinviato all'udienza del 13 aprile 2010 al fine di permettere la citazione dei responsabili civili delle ulteriori società coinvolte.
(ii) Trading. Nell'ambito di un'iniziativa giudiziaria in corso che vede coinvolti due ex dirigenti di Eni, che avrebbero percepito somme di denaro per favorire la conclusione di rapporti contrattuali con società operanti nel trading internazionale di prodotti petroliferi, il 10 marzo 2005 la Procura della Repubblica di Roma ha notificato a Eni SpA due provvedimenti di sequestro di documentazione afferente i rapporti fra Eni e le due società; nel procedimento Eni è parte offesa. Il giudice per le indagini preliminari ha rigettato in buona parte la richiesta di archiviazione formulata dal Pubblico Ministero. Alla luce del provvedimento del GIP, la Procura della Repubblica di Roma ha notificato a Eni, in qualità di persona offesa, il decreto di citazione diretta a giudizio nei confronti dei suoi due ex dirigenti, per l'imputazione di truffa aggravata dall'aver procurato alla persona offesa un danno patrimoniale di rilevante entità con abuso delle relazioni d'ufficio e di prestazione d'opera. La prima udienza fissata per il 27 gennaio 2010 è stata rinviata al 30 marzo 2010 a causa dell'astensione dalle udienze deliberata dall'Unione delle Camere Penali Italiane.
(iii) Consorzio T SKJ: indagini delle Autorità Statunitensi, Italiane e di altri Paesi. SnamProgetti Netherlands BV detiene una partecipazione del 25% nelle società che costituiscono il consorzio TSKJ. I rimanenti azionisti, con quote paritetiche del 25%, sono Halliburton/ Kbr, Technip e JGC. Il consorzio TSKJ a partire dal 1994 ha realizzato impianti di liquefazione del gas naturale a Bonny Island in Nigeria. SnamProgetti SpA, la società controllante di SnamProgetti Netherlands BV, è stata una diretta control lata di Eni sino al febbraio 2006, quando è stato concluso un accordo per la cessione di SnamProgetti a Saipem; SnamProgetti è stata incorporata in Saipem SpA dal 1° ottobre 2008. Eni detiene una partecipazione del 43% di Saipem. Con la cessione di  SnamProgetti, Eni ha concordato tra l'altro di indennizzare i costi e gli oneri che Saipem dovesse eventualmente sostenere, con riferimento alla vicenda TSKJ, anche in relazione alle sue controllate.
La US Securities and Exchange Commission (SEC), lo US Department of Justice (DoJ) e altre autorità, tra cui la Procura della Repubblica di Milano, stanno indagando su presunti pagamenti illeciti da parte del consorzio TSKJ a favore di pubblici ufficiali nigeriani.
Il procedimento negli Stati Uniti: sin dal giugno del 2004, Eni e Saipem/SnamProgetti hanno risposto volontariamente alle richieste di informazioni (da parte della SEC e del DoJ) in relazione alle indagini in corso. Nel febbraio 2009, KBR e la precedente società controllante, Halliburton, hanno reso noto di avere concluso un accordo con SEC e DoJ in riferimento alla vicenda TSKJ e ad altre vicende non specificate. KBR/Halliburton si è dichiarata colpevole con riferimento alle accuse di violazione del Foreign Corrupt Practices Act (FCPA) per condotte derivanti dalla loro partecipazione alla TSKJ e concordato di pagare una sanzione di 402 milioni di dollari nonché una transazione civile con SEC per 177 milioni di dollari. La vicenda TSKJ, tenuto conto anche degli accordi stipulati tra KBR, DoJ e SEC, potrebbe comportare (a parte azioni nei confronti delle persone fisiche coinvolte) anche responsabilità a carico degli altri consorziati; la legislazione statunitense prevede, in caso di accertate condotte illecite, l'applicazione (i) di sanzioni pecuniarie che potrebbero essere molto significative, e (congiuntamente o meno) (ii) di misure correttive, quali, a titolo esemplificativo, la sottoposizione delle società a una procedura di "monitoraggio" per le attività di progetti futuri e/o per la verifica e implementazione di sistemi di controllo interni più efficienti, il debarment ossia l'esclusione, in tutto o in parte, da progetti futuri o l'interruzione di quelli eventualmente in corso con il governo/autorità statunitensi, etc.
Attraverso un comunicato stampa del 12 febbraio 2010, la società francese Technip ha annunciato che, a valle di un intensificarsi di contatti con le autorità americane nelle ultime settimane, ha deciso di eseguire uno stanziamento di 245 milioni di euro in relazione a una possibile transazione con tali autorità. La decisione sarebbe stata assunta alla luce delle discussioni con il DoJ e la SEC che permetterebbero a Technip di ipotizzare una chiusura complessiva della vertenza.
Per quanto riguarda SnamProgetti ed Eni, si sono recentemente intensificati i contatti con le Autorità statunitensi. Allo stato delle discussioni è ipotizzabile una chiusura transattiva complessiva con le autorità statunitensi, in linea con quanto annunciato da Technip. Di conseguenza si è ritenuto di effettuare uno stanziamento di 250 milioni di euro in particolare a fronte degli obblighi contrattuali di indennizzo assunti da Eni nei confronti di Saipem nell'ambito della cessione di SnamProgetti SpA. Continuano le discussioni con le Autorità.
Il procedimento in Italia: la vicenda TSKJ ha determinato sin dal 2004 indagini contro ignoti da parte della Procura della Repubblica di Milano. A partire dal 10 marzo 2009 la società ha ricevuto richieste di esibizione documenti da parte della Procura della Repubblica di Milano. In data 17 luglio 2009, data di trasmissione di un decreto di perquisizione e sequestro notificato a Saipem/SnamProgetti, la società ha avuto notizia che la Procura della Repubblica di Milano ha sottoposto a indagine più persone delle quali almeno un ex dirigente di SnamProgetti; in precedenza, non risultavano - per quanto noto alla società - persone sottoposte a indagine. I fatti che sono oggetto di indagine si estendono sin dal 1994 e concernono anche il periodo successivo all'introduzione del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231 sulla responsabilità amministrativa delle società. In caso di condanna ai sensi del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231, oltre alle sanzioni amministrative, è applicabile la confisca del profitto del reato. In fase di indagini preliminari, sono possibili il sequestro preventivo di tale profitto e misure cautelari.
In data 31 luglio 2009, il Giudice per le Indagini Preliminari del Tribunale di Milano ha notificato a Saipem SpA (in quanto incorporante di  SnamProgetti SpA) un decreto con il quale era stata fissata per il 22 settembre 2009 un'udienza in camera di consiglio in relazione a un procedimento instaurato ex decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231 nel quale Eni SpA e Saipem SpA sono sottoposte a indagine per  responsabilità amministrativa in relazione a reati di corruzione internazionale aggravata ascritti a due ex dirigenti di SnamProgetti SpA.
Nei confronti di Eni SpA e Saipem SpA la Procura della Repubblica di Milano ha richiesto al GIP l'interdizione dall'esercizio di attività  comportanti rapporti contrattuali diretti o indiretti con la società Nigerian National Petroleum Corporation o sue controllate.
La convocazione da parte del GIP per l'udienza succitata consente a Eni e Saipem di far valere le loro difese prima della decisione  sull'eventuale applicazione della misura cautelare richiesta dalla Procura.
Nel merito, la misura cautelare richiesta della Procura ha ad oggetto la condotta del consorzio TSKJ nel periodo dal 1995 al 2004. In  relazione agli eventi in esame, la Procura rileva l'inefficacia e l'inosservanza del modello di organizzazione, gestione e controllo predisposto al fine di prevenire la commissione dei reati ascritti da parte di soggetti sottoposti a direzione e vigilanza.
In linea di fatto va rilevato che già al tempo degli eventi in esame la società adottava un codice di comportamento e procedure aziendali  specifiche, prendendo a riferimento le best practice dell'epoca. Tali codici e procedure, successivamente, hanno subito un'evoluzione finalizzata al continuo miglioramento del controllo interno: tra l'altro, con l'approvazione del nuovo Codice Etico e del nuovo Modello 231 in data 14 marzo 2008, si è ribadito che in nessun modo la convinzione di agire a vantaggio o nell'interesse di Eni può giustificare, nemmeno in parte, l'adozione di comportamenti in contrasto con i principi e i contenuti del Codice.
Sin dal 23 aprile 2009 il Consiglio di Amministrazione della società, a fronte delle indagini relative alla vicenda TSKJ, ha tempestivamente richiamato l'opportunità di verificare le procedure aziendali in tema di anti-corruzione, al fine di apportare le correzioni eventualmente necessarie, e di continuare a cooperare con le autorità competenti per l'accertamento dei fatti, nonché deliberato di promuovere tutti i rimedi legali a disposizione per la tutela degli interessi e dell'immagine della società, in caso di accertamento di responsabilità di dipendenti o collaboratori.
La camera di consiglio del 22 settembre 2009 è stata rinviata all'udienza del 21 ottobre 2009, all'esito della quale il GIP ha respinto la richiesta di misura cautelare interdittiva presentata dalla Procura della Repubblica di Milano nei confronti di Eni e Saipem.
La Procura della Repubblica di Milano ha presentato ricorso in appello avverso l'ordinanza del Giudice per le Indagini Preliminari.
L'udienza per la discussione dell'appello, inizialmente fissata per il 20 gennaio 2010, è stata anticipata, con provvedimento ricevuto dalla difesa in data 12 gennaio 2010, all'udienza del 19 gennaio 2010 all'esito della quale il Giudice del Riesame ha ritenuto infondato nel merito l'appello della Procura confermando l'impugnata ordinanza del GIP.
In data 19 febbraio 2010 la Procura di Milano ha presentato ricorso per Cassazione, chiedendo l'annullamento della predetta ordinanza del Giudice del Riesame.
Parallelamente la Procura di Milano, in data 11 febbraio 2010, ha notificato a Eni richiesta di consegna, ai sensi dell'art. 248 cpp, di documentazione e informazioni relative alle società partecipate da Eni SpA e da Saipem SpA (ex SnamProgetti SpA) coinvolte nel progetto Bonny Island.
(iv) Misurazione del gas. Nel maggio 2007 è stato notificato a Eni SpA e altre società del Gruppo un provvedimento di sequestro di documenti nell'ambito del procedimento n. 11183/06 RGNR avviato dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano. L'atto è stato notificato anche a cinque top manager del Gruppo oltre a società terze e loro dirigenti. Nell'atto istruttorio sono ipotizzati comportamenti in violazione di legge, a partire dall'anno 2003, con riferimento all'utilizzo degli strumenti di misurazione del gas, al relativo pagamento delle accise, alla fatturazione ai clienti nonché ai rapporti con le Autorità di Vigilanza. Le violazioni contestate si riferiscono tra l'altro a fattispecie di reato previste dal Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231, che prevede la responsabilità amministrativa della società per i reati commessi da propri dipendenti nell'interesse o a vantaggio della società stessa. Ciò ha comportato la notifica della relativa informazione di garanzia anche alle società (per quanto riguarda il gruppo Eni: Eni SpA, Snam Rete Gas e Italgas e altre società terze).
In data 26 novembre 2009 è stato notificato l'avviso di conclusione delle indagini preliminari ai sensi dell'art. 415 bis cpp nel quale risultano sottoposti a indagine n. 14 dipendenti o ex dipendenti di Eni SpA e altre società del Gruppo. I rilievi sollevati nell'avviso riguardano in larga parte (i) violazioni nell'accertamento e/o pagamento dell'accisa sul gas naturale e (ii) violazioni od omissione della dichiarazione annuale di consumo del gas naturale e/o delle dichiarazioni da rivolgere all'Agenzia delle Dogane e/o all'AEEG, nonché (iii) il correlato asserito ostacolo all'esercizio delle funzioni di vigilanza dell'Autorità.
Da notizie stampa diffuse in data 9 marzo 2010 risulta che la Procura della Repubblica di Milano abbia richiesto il rinvio a giudizio dei dipendenti ed ex dipendenti indagati.
In data 23 febbraio 2010, è stata notificata una richiesta di esibizione di documenti concernente le modalità di costituzione, definizione, aggiornamento e attuazione del Modello 231 di Eni per gli anni dal 2003 al 2008. Analoga richiesta è stata notificata alla Snam Rete Gas e ad Italgas.
Le società del Gruppo stanno cooperando con le autorità competenti in relazione alla predetta indagine.
(v) Agip K CO NV. Nel novembre 2007 il General Prosecutor del Kazakhstan ha comunicato alla società Agip KCO NV l'avvio di un'indagine per la verifica di ipotesi di frode in merito alla assegnazione avvenuta nel 2005 di un contratto di appalto con il consorzio Overseas International Constructors GmbH.
(vi) K azakhstan. In data 1 ottobre 2009, è pervenuta dalla Procura della repubblica di Milano, una Richiesta di consegna ai sensi dell'art. 248 del codice di procedura penale. Nel provvedimento, emesso nell'ambito di un procedimento penale contro ignoti, è richiesta all'Eni SpA la trasmissione - con riferimento a "ipotesi di corruzione internazionale, appropriazione indebita e altri reati" - di "rapporti di audit e ogni altra documentazione in Vostro possesso concernente anomalie di gestione e/o criticità segnalate in relazione a: 1. Impianto di Karachaganak; 2. progetto Kashagan." Il reato di "corruzione internazionale" menzionato nella Richiesta di consegna, è una delle fattispecie previste nel campo di applicazione del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231. Al fine di adempiere tempestivamente alla richiesta della Procura, è stata avviata la raccolta della documentazione e in più fasi successive
Eni ha proceduto al deposito della documentazione fino a quel momento raccolta, riservandosi il deposito di ogni ulteriore documentazione in corso di raccolta. Eni continua a fornire piena collaborazione all'Autorità Giudiziaria.

6. Contenziosi conclusi

(i) Istruttorie dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas sull'applicazione del coefficiente di correzione dei volumi "K". Nel maggio 2009 l'Autorità Garante per l'Energia Elettrica e il Gas, a seguito degli elementi acquisiti nel corso di ispezioni e con successive richieste di informazioni, ha inviato a Eni la Comunicazione delle Risultanze Istruttorie nella quale si contesta la non corretta applicazione del coefficiente di misura K per la contabilizzazione del gas naturale, su alcuni punti di riconsegna serviti da Eni. Eni ha presentato le proprie controdeduzioni in apposita memoria, contestando quanto sostenuto dall'Autorità. Sulla base di una valutazione comparativa delle sanzioni comminate a esito di analoghe istruttorie avviate nei confronti di altre società, è stato effettuato un accantonamento al fondo rischi.
Con la delibera VIS 94/2009 del 5 ottobre 2009 l'Autorità, in parziale accoglimento dei rilievi di Eni, ha riconosciuto che l'obbligo per l'impresa di vendita di applicare il coefficiente K determinato dal distributore non decorre dall'anno 2001, come inizialmente pareva sostenere l'Autorità stessa, ma a partire dal 2004. Tale riconoscimento ha determinato l'esclusione della violazione in un caso nonché la riduzione della gravità e della durata della violazione medesima per tutti gli altri casi. È stata pertanto comminata a Eni una sanzione amministrativa pecuniaria di euro 1.023.000,00 che trova copertura nel relativo fondo rischi. Eni, pur ritenendo di poter contestare fondatamente gli assunti dell'Autorità dinanzi al TAR, nell'ambito del ricorso proposto nel dicembre 2009, ha comunque provveduto al pagamento della sanzione.
(ii) Accertamento disposto dalla Commissione delle Comunità Europee per verificare l'eventuale partecipazione a intese
o pratiche concordate, restrittive della concorrenza, nel settore delle paraffine.
Il 28 aprile 2005 si è svolto un accertamento, disposto dalla Commissione delle Comunità Europee, per verificare l'eventuale partecipazione di Eni SpA e delle sue controllate a intese o pratiche concordate, restrittive della concorrenza, nel settore delle paraffine. L'asserito comportamento  anticoncorrenziale consisterebbe: (i) nella fissazione e nell'aumento dei prezzi; (ii) nella ripartizione di consumatori; (iii) nello scambio di segreti commerciali, quali le capacità di produzione e i volumi delle vendite. Nell'ottobre 2008, la Commissione Europea ha adottato la decisione finale relativa al procedimento di applicazione dell'art. 81 CE nel mercato delle cere di paraffina, con la quale ha condannato Eni al pagamento di una sanzione pari a euro 29.120.000. Eni ha effettuato il pagamento della sanzione che trovava copertura nel fondo rischi accantonato, provvedendo tuttavia a presentare ricorso avverso la decisione di condanna.
(iii) Contenzioso penale - Enipower SpA - Gestione di rifiuti non autorizzata. Nell'autunno 2004 la Procura della Repubblica di Rovigo ha aperto un'indagine per reati asseritamente consumati in Loreo relativi ad attività di gestione di rifiuti non autorizzata in riferimento a terreni di scavo per la nuova centrale di Mantova di EniPower. L'Amministratore Delegato di EniPower e il Responsabile di Stabilimento EniPower dell'epoca sono stati rinviati a giudizio. All'udienza del 6 aprile 2009 il Giudice ha pronunciato sentenza di non doversi procedere per intervenuta prescrizione.

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e in alcune attività dei settori Gas & Power e Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati da chi ne detiene il diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni corrisponde delle royalties e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, delle imposte a vario titolo. Eni sostiene i rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service e buy-back il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali, sottoscritti con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Con riferimento allo stoccaggio del gas naturale in Italia, l'attività è svolta sulla base di concessioni di durata non superiore a venti anni rilasciate dal Ministero dello Sviluppo Economico ai soggetti che presentano i requisiti di idoneità previsti dalle norme  applicabili e che dimostrano di poter svolgere, nel pubblico interesse, un programma di stoccaggio rispondente alle disposizioni di Legge. Nel settore Gas & Power l'attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione tramite affidamento del servizio da parte degli Enti locali. Alla scadenza della concessione al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, è riconosciuto un indennizzo definito con i criteri della stima industriale. Le tariffe del servizio di distribuzione sono definite sulla base di una metodologia stabilita dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas. Il Decreto legislativo n. 164/2000 prevede l'affidamento del servizio di distribuzione esclusivamente con gara, per una durata massima di 12 anni. Nel settore Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e in alcune attività dei settori Gas & Power e Refining & Marketing. Nel settore Exploration & Production le clausole contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati da chi ne detiene il diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni corrisponde delle royalties e, in funzione della legislazione fiscale vigente nel Paese, delle imposte a vario titolo. Eni sostiene i rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alle produzioni realizzate. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service e buy-back il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali, sottoscritti con le compagnie petrolifere di Stato concessionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost oil) e la quota di spettanza a titolo di remunerazione (profit oil). Con riferimento allo stoccaggio del gas naturale in Italia, l'attività è svolta sulla base di concessioni di durata non superiore a venti anni rilasciate dal Ministero dello Sviluppo Economico ai soggetti che presentano i requisiti di idoneità previsti dalle norme applicabili e che dimostrano di poter svolgere, nel pubblico interesse, un programma di stoccaggio rispondente alle disposizioni di  Legge. Nel settore Gas & Power l'attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione tramite affidamento del servizio da parte degli Enti locali. Alla scadenza della concessione al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, è riconosciuto un indennizzo definito con i criteri della stima industriale. Le tariffe del servizio di distribuzione sono definite sulla base di una metodologia stabilita dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas. Il Decreto legislativo n. 164/2000 prevede l'affidamento del servizio di distribuzione esclusivamente con gara, per una durata massima di 12 anni. Nel settore Refining & Marketing  alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su aree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dalle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e  lo svolgimento delle attività accessorie. Tali beni vengono ammortizzati lungo la durata della concessione (normalmente 5 anni per l'Italia). A fronte dell'affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali royalties fisse e variabili calcolate in funzione dei quantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente prevista la devoluzione gratuita dei beni immobili non rimuovibili.

Regolamentazione in materia ambientale
I rischi connessi all'impatto delle attività Eni sull'ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nella precedente sezione "Rischi di Impresa - Rischio operation". In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi. In particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eni attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto tra l'altro dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione del decreto del Ministro dell'Ambiente n. 471/1999; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

Emission trading
Il Decreto Legislativo n. 216 del 4 aprile 2006 ha recepito la direttiva Emission Trading 2003/87/CE in materia di emissioni dei gas ad effetto serra e la direttiva 2004/101/CE relativa all'utilizzo di crediti di carbonio derivanti da progetti basati sui meccanismi flessibili del Protocollo di Kyoto.
Dal 1° gennaio 2005 è operativo lo Schema Europeo di Emission Trading (ETS), in relazione al quale il 27 novembre 2008 è stata emanata la Delibera n. 20/2008 dal Comitato nazionale Emissions Trading Scheme (Minambiente-Mse) recante l'assegnazione agli impianti esistenti dei permessi di emissione per il quinquennio 2008-2012.
A Eni sono stati assegnati permessi di emissione equivalenti a 126,4 milioni di tonnellate di anidride carbonica (di cui 25,8 per il 2008, 25,8 per il 2009, 25,1 per il 2010, 25,0 per il 2011, 24,7 per il 2012), a cui vanno aggiunti circa 8,6 milioni di permessi di  emissione
agli impianti "nuovi entranti" nel corso del quinquennio 2008-2012.
Nell'esercizio 2009 le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, inferiori rispetto ai permessi di emissione assegnati. A fronte di 24,8 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera sono stati assegnati 25,9 milioni di permessi di emissione, facendo registrare un surplus di 1,1 milioni di tonnellate.
A tale surplus si aggiungono circa 0,3 milioni di permessi di emissione - in entrata nelle disponibilità Eni - dal contratto di Virtual Power Plan GDF Suez Energia Italia, prioritariamente destinati alla copertura delle centrali di EniPower. Il surplus complessivo, pertanto, risulta pari a circa 1,4 milioni di tonnellate.

Ricavi

Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Ricavi". I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione sulla gestione".
I ricavi della gestione caratteristica si analizzano come segue:

Ricavi della gestione caratteristica

I ricavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:

Ricavi delle vendite e delle prestazioni

I ricavi netti della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

Altri ricavi e proventi
Gli altri ricavi e proventi si analizzano come segue:

Altri ricavi e proventi

Le plusvalenze da vendite di attività materiali e immateriali di 306 milioni di euro riguardano per 283 milioni di euro asset del settore Exploration & Production.

Costi operativi

Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i "Costi operativi". I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel "Commento ai risultati economico-finanziari" della "Relazione sulla gestione".

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi si analizzano come segue:

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

I costi per servizi comprendono compensi di mediazione riferiti al settore Ingegneria & Costruzioni per 79 milioni di euro (37 e 155 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008).
I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione all'attivo patrimoniale ammontano a 207 milioni di euro (189 e 216 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008).
I costi per godimento di beni di terzi comprendono canoni per contratti di leasing operativo per 1.220 milioni di euro (1.081 e 957 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008) e royalties su prodotti petroliferi estratti per 641 milioni di euro (772 e 871 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008). I pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:

Pagamenti minimi futuri

I contratti di leasing operativo riguardano principalmente asset per attività di perforazione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni, stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti, generalmente, non prevedono opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni imposte ad Eni dagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacità di indebitarsi.
Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri, al netto degli utilizzi per esuberanza di 1.055 milioni di euro (573 e 884 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008), riguardano in particolare il fondo rischi per contenziosi per 333 milioni di euro (79 e 55 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008) e il fondo rischi ambientali per 258 milioni di euro (327 e 360 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 21 - Fondi per rischi e oneri.

Costo lavoro
Il costo lavoro si analizza come segue:

Costo lavoro

Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti delle imprese incluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguente:

Numero medio dei dipendenti

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come semisomma dei dipendenti all'inizio e alla fine del periodo. Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Eni

STOCK OPTION
Nel 2009 Eni ha dato discontinuità al piano di incentivazione manageriale basato sull'assegnazione di stock option ai dirigenti di Eni SpA e delle società controllate ai sensi dell'art. 2359 del Codice Civile. Seguono le informazioni sull'attività residua dei piani relativi agli esercizi passati.
Al 31 dicembre 2009 sono in essere n. 19.482.330 opzioni per l'acquisto di n. 19.482.330 azioni ordinarie di Eni SpA del valore nominale di 1 euro. Le opzioni si analizzano per data di assegnazione come segue:

Data di assegnazione opzioni

Al 31 dicembre 2009 la vita utile media residua delle opzioni è di 7 mesi per il piano 2002, di 1 anno e 7 mesi per il piano 2003, di 2 anni e 7 mesi per il piano 2004, di 3 anni e 7 mesi per il piano 2005, di 2 anni e 7 mesi per il piano 2006, di 3 anni e 7 mesi per il piano 2007 e di 4 anni e 7 mesi per il piano 2008.
Il Piano di stock option più recente 2006-2008 prevede, a differenza dei precedenti, una condizione di performance ai fini dell'esercizio delle opzioni. Al termine di ciascun triennio di vesting dall'assegnazione, il Consiglio di Amministrazione determina il numero di opzioni esercitabili, in percentuale compresa tra zero e 100, in funzione del posizionamento del Total Shareholders' Return (TSR) del titolo Eni rispetto a quello delle altre sei maggiori compagnie petrolifere internazionali per capitalizzazione. Le opzioni possono essere esercitate dopo tre anni dall'assegnazione (vesting period) e per un periodo massimo di tre anni a un prezzo corrispondente alla media aritmetica dei prezzi ufficiali rilevati sul Mercato Telematico Azionario gestito dalla Borsa Italiana SpA nel mese precedente l'assegnazione ("strike price").
L'evoluzione dei piani di stock option nel 2009 è costituita dal carry-over dei piani precedenti, come di seguito illustrato:

L'evoluzione dei piani di stock option

Il valore di mercato unitario delle opzioni assegnate era di 5,39 euro per azione nel 2002, di 1,50 euro per azione nel 2003, di 2,01 euro per azione nel 2004, di 3,33 euro per azione nel 2005, la media ponderata per il numero di azioni di 2,89 euro per azione nel 2006, la media ponderata per il numero di azioni di 2,98 euro per azione nel 2007 e la media ponderata per il numero di azioni di 2,60 euro per azione nel 2008. Il valore di mercato è stato determinato utilizzando le seguenti assunzioni:

Valore di mercato delle opzioni

Il costo dei piani di stock option di competenza dell'esercizio ammonta a 12 milioni di euro (rispettivamente, 27 e 25 milioni di euro nel 2007 e nel 2008).

Compensi spettanti al key management personnel
I compensi spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i direttori generali e i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica al 31 dicembre ammontano a 25, 25 e 35 milioni di euro rispettivamente per il 2007, il 2008 e il 2009 e si analizzano come segue:

Compensi spettanti al key management personnel

Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 8,9, 6,4 e 9,9 milioni di euro rispettivamente per gli esercizi 2007, 2008 e 2009. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a 0,678, 0,634 e 0,475 milioni di euro, rispettivamente per gli esercizi 2007, 2008 e 2009.
I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in altre imprese incluse nell'area di consolidamento, che abbiano costituito un costo per Eni.

Altri proventi (oneri) operativi
Gli altri proventi (oneri) operativi riguardano la rilevazione a conto economico degli effetti relativi alla valutazione al fair value, inclusi gli effetti derivanti dal regolamento, dei contratti derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere trattati in base alla legge dell'hedge accounting. Il provento netto su contratti derivati su commodity di 55 milioni di euro (rispettivamente, un onere di 129 e di 124 milioni di euro nel 2007 e nel 2008) comprende il provento di 6 milioni di euro relativo alla variazione del fair value, inefficace ai fini della copertura (componente time value), dei contratti derivati di copertura cash flow hedge posti in essere dal settore Exploration & Production (un onere di 52 milioni di euro e un provento di 7 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008).

Ammortamenti e svalutazioni
Gli ammortamenti e svalutazioni si analizzano come segue:

Ammortamenti e svalutazioni

Proventi (oneri) finanziari

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

Proventi (oneri) finanziari

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari si analizza come segue:

Valore netto dei proventi e oneri finanziari

I proventi su partecipazioni di 163 milioni di euro (188 milioni di euro e 241 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008) riguardano la remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% sull'investimento del 20% in OAO Gazprom Neft, maturata fino alla data di pagamento da parte di Gazprom del prezzo di esercizio della call option avvenuto il 24 aprile 2009, comprensiva del recupero dei costi accessori e di altri oneri. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 2 - Altre attività finanziarie negoziabili o disponibili per la vendita.

Proventi (oneri) su strumenti derivati

Gli oneri netti su strumenti derivati di 4 milioni di euro (proventi netti per 155 milioni di euro e oneri netti per 427 milioni di euro rispettivamente nel 2007 e nel 2008), si determinano principalmente per la rilevazione, a conto economico, degli effetti relativi alla valutazione al fair value dei contratti derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS, in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. La stessa carenza di requisiti formali per considerare di copertura i contratti derivati comporta la rilevazione delle differenze passive nette di cambio in quanto gli effetti dell'adeguamento al cambio di fine periodo delle attività e passività, in moneta diversa da quella funzionale, non vengono contabilmente compensate dalla variazione dei fair value dei contratti derivati.

Proventi (oneri) su partecipazioni

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
L'effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto si analizza come segue:

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto

L'analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni, valutate con il metodo del patrimonio netto, è indicata alla nota n. 11 - Partecipazioni.

Altri proventi (oneri) su partecipazioni
Gli altri proventi (oneri) su partecipazioni si analizzano come segue:

Altri proventi (oneri) su partecipazioni

I dividendi di 164 milioni di euro riguardano essenzialmente la Nigeria LNG (101 milioni di euro).
Le plusvalenze da vendite relative al 2009 di 16 milioni di euro comprendono 10 milioni di euro relativi alla revisione del prezzo di vendita della Gaztransport et Technigaz SAS avvenuta nel 2008. Le plusvalenze da vendite relative al 2008 di 218 milioni di euro riguardano essenzialmente la vendita della Gaztransport et Technigaz SAS (185 milioni di euro), della Agip España SA (15 milioni di euro) e della Padana Assicurazioni SpA (10 milioni di euro). Le plusvalenze da vendite relative al 2007 di 301 milioni di euro riguardano principalmente la vendita della Haldor Topsøe AS (265 milioni di euro) e della Camom SA (25 milioni di euro).

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito si analizzano come segue:

Imposte sul reddito

Le imposte correnti dell'esercizio relative alle imprese italiane di 1.724 milioni di euro riguardano l'Ires e le imposte sostitutive per 1.485 milioni di euro, l'Irap per 219 milioni di euro e imposte estere per 20 milioni di euro.
L'incidenza delle imposte sull'utile dell'esercizio prima delle imposte è del 56,0% (46,0% e 50,3% rispettivamente nel 2007 e nel 2008) a fronte dell'incidenza fiscale teorica del 40,1% (37,9% e 38,2% rispettivamente nel 2007 e nel 2008) che risulta applicando le aliquote previste dalla normativa fiscale italiana del 34,0% (18) (Ires) all'utile prima delle imposte e del 3,9% (Irap) al valore netto della produzione.
L'analisi della differenza tra l'aliquota fiscale teorica e quella effettiva per i tre periodi messi a confronto è la seguente:

Differenza tra aliquota fiscale teorica ed effettiva

La maggiore incidenza fiscale delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per 16,1 punti percentuali (15,0 e 17,1 punti percentuali rispettivamente nel 2007 e nel 2008).
L'effetto applicazione Decreto Legge n. 112/2008, Legge Finanziaria 2008 e riforma Libia ha riguardato: nel 2009, (i) il conguaglio in Libia dell'imposta sul reddito relativo all'esercizio precedente per 230 milioni di euro, determinato principalmente da modifiche dei criteri di valorizzazione dei ricavi; (ii) la ridotta deducibilità in Italia del costo del venduto determinata dalla riduzione della quantità del magazzino gas (64 milioni di euro); nel 2008 (iii) il rilascio delle imposte differite stanziate relativamente alla differenza tra il valore di libro delle scorte determinate secondo il metodo del costo medio ponderato e quello fiscalmente riconosciuto determinato secondo il metodo LIFO (528 milioni di euro). Il rilascio è conseguente all'emanazione del Decreto Legge n. 112 del 25 giugno 2008 (convertito in Legge n. 133/2008) che da una parte ha abolito per le imprese del settore energia la possibilità di  valutare le scorte secondo il metodo LIFO, dall'altra ha previsto un'imposta sostitutiva del 16% sulla differenza di valore tra LIFO e il costo medio ponderato. Il fondo imposte differite eccedente l'imposta sostitutiva dovuta (229 milioni di euro) è stato rilasciato a beneficio del conto economico con un effetto netto positivo di 176 milioni di euro che tiene conto del ripristino della fiscalità Ires calcolata con l'aliquota del 33% introdotta dal Decreto n. 112/2008, rispetto a quella precedente calcolata con l'aliquota del 27,5%. L'imposta sostitutiva è pagata in tre rate annuali di pari importo a partire dal 2009; (iv) la rimozione dei limiti al riconoscimento fiscale dei valori di libro dell'attivo e del passivo delle società controllate, incluse nel consolidato fiscale, con il versamento di un'imposta sostitutiva del 6% (370 milioni di euro; 290 milioni al netto della sostitutiva) in base alle disposizioni contenute nella Legge Finanziaria 2008; (v) la riforma attuata in Libia dell'imposizione sugli utili delle imprese petrolifere che operano in regime di PSA che ha comportato la rideterminazione del costo fiscalmente riconosciuto degli asset e conseguentemente la parziale eccedenza del fondo imposte differite stanziato di 173 milioni di euro; (vi) il ripristino della fiscalità Ires delle imprese del settore energia calcolata con l'aliquota del 33% introdotta dal Decreto Legge n. 112/2008 rispetto a quella precedente calcolata con l'aliquota del 27,5% (94 milioni di euro).
Il riallineamento dei valori fiscalmente deducibili dei cespiti ammortizzabili e l'adeguamento aliquote delle imprese italiane, relativi al 2007, riguarda gli effetti fiscali differiti conseguenti: (i) all'esercizio dell'opzione prevista dalla Legge Finanziaria 2008 relativa al riallineamento dei valori fiscalmente deducibili dei cespiti ammortizzabili e di altre attività ai maggiori valori di libro (773 milioni di euro) mediante il pagamento di un'imposta sostitutiva (325 milioni di euro); (ii) alla riduzione delle aliquote previste dalla normativa fiscale italiana a partire dal 2008 (Ires dal 33% al 27,5% e Irap dal 4,25% al 3,9%; 54 milioni di euro) che è stata  successivamente modificata dal D. Lgs n. 112/2008.
Le differenze permanenti e altre motivazioni relative all'esercizio 2009 di 0,2 punti percentuali comprendono: (i) in aumento, l'onere non ricorrente rappresentato dall'accantonamento di 250 milioni di euro relativo alla stima, sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA, della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si dà notizia alla nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi; (ii) in diminuzione, la rilevazione di imposte differite attive determinate dall'allineamento mediante il versamento di una imposta sostitutiva dei valori fiscali ai maggiori valori di libro di alcuni asset minerari nell'ambito della riorganizzazione delle attività in Italia e dalla parziale deducibilità dell'Irap dall'imposta sul reddito anche relativamente ad esercizi passati (222 milioni di euro).

Utile per azione

L'utile per azione semplice è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie.
Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.668.305.807, di 3.638.835.896 e di 3.622.405.852 rispettivamente negli esercizi 2007, 2008 e 2009.
L'utile per azione diluito è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse.
Al 31 dicembre 2008 e 2009 le azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse riguardano le azioni assegnate a fronte dei piani di stock option; al 31 dicembre 2007 le azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse riguardano le azioni assegnate a fronte dei piani di stock grant e di stock option. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione, utilizzate ai fini del calcolo dell'utile per azione diluito, è di 3.669.172.762, di 3.638.854.276 e di 3.622.438.937 rispettivamente negli esercizi 2007, 2008 e 2009.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione, utilizzato per la determinazione dell'utile per azione semplice e quello utilizzato per la determinazione dell'utile per azione diluito, è di seguito indicata:

Riconciliazione delle attività o passività

Informazioni per settore di attività e per area geografica

Informazioni per settore di attività 

Informazioni per settore di attività


I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando condizioni di mercato.

Informazioni per area geografica

ATTIVITA' DIRETTAMENTE ATTRIBUIBILI E INVESTIMENTI PER AREA GEOGRAFICA DI LOCALIZZAZIONE

Informazioni per area geografica

RICAVI NETTI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA PER AREA GEOGRAFICA DI DESTINAZIONE

Ricavi netti della gestione caratteristica

Rapporti con parti correlate

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le imprese a controllo congiunto, con le imprese collegate e con le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento, come meglio specificato nel proseguo;
b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società possedute o controllate dallo Stato italiano, come meglio specificato nel proseguo;
c) i rapporti intrattenuti con le società del gruppo Cosmi Holding correlate a Eni per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione riguardante in particolare l'acquisizione di servizi di ingegneria, di costruzione e di manutenzione. I rapporti commerciali, regolati alle condizioni di mercato, ammontano a 18, 13 e 21 milioni di euro di costi rispettivamente nel 2007, nel 2008 e nel 2009. Al 31 dicembre 2009 sono in essere crediti per 4 milioni di euro e debiti per 9 milioni di euro (rispettivamente 4 e 8 milioni di euro al 31 dicembre 2008);
d) i contributi a enti, sotto il controllo Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale ed umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica. Il rapporto intrattenuto con Eni Foundation riguarda l'onere dell'esercizio 2008 di 200 milioni di euro relativo al "Contributo volontario Fondo di Solidarietà" ex. Decreto Legge n. 112 del 25 giugno 2008 e il debito al 31 dicembre 2008 e al 31 dicembre 2009 di 100 milioni di euro relativo al contributo non ancora versato. I rapporti relativi agli esercizi precedenti al 2008 sono di ammontare non significativo; (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche, e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale. I rapporti sono di ammontare non significativo.
Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione e sono regolate generalmente a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
Le imprese a controllo congiunto, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Imprese e partecipazioni rilevanti di Eni SpA al 31 dicembre 2009" che si considera parte integrante delle presenti note.
L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le imprese a controllo congiunto, collegate e controllate e con altre società possedute o controllate dallo Stato rispettivamente per gli esercizi 2007, 2008 e 2009 è la seguente:

Esercizio 2007

Esercizio 2008

Esercizio 2009

I rapporti più significativi con le imprese a controllo congiunto, collegate e controllate riguardano:
- le prestazioni relative al progetto e all'esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte dei consorzi ASG Scarl, CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno, nonché il rilascio di garanzie per la buona esecuzione dei lavori;
- il vettoriamento della società Azienda Energia e Servizi Torino SpA;
- l'acquisizione del servizio di lavorazione greggi dalla Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH e dalla Raffineria di Milazzo ScpA sulla base di corrispettivi definiti in misura corrispondente ai costi sostenuti;
- la fornitura di prodotti petroliferi alle società Bronberger & Kessler und Gilg & Schweiger GmbH, Fox Energy SpA, Gruppo Distribuzione Petroli Srl e Raffineria di Milazzo ScpA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali riconosciuti dei prodotti di riferimento, analogamente alla prassi seguita nei rapporti con i terzi;
- l'acquisizione di servizi di trasporto gas all'estero dalle società Blue Stream Pipeline Co BV, Trans Austria Gasleitung GmbH e Transitgas AG e, limitatamente alla società Blue Stream Pipeline Co BV, il rilascio di garanzie;
- la garanzia rilasciata nell'interesse di CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Due e Saipon Snc per l'impegno a garantire la buona esecuzione della progettazione e dei lavori;
- la fornitura di servizi specialistici nel campo dell'upstream petrolifero e il riaddebito dei costi di competenza Eni per attività d'investimento dalle società Agip Kazakhstan North Caspian Operating Co NV, Agiba Petroleum Co, InAgip doo, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co e, limitatamente a Karachaganak Petroleum Operating BV, la vendita di greggi; i servizi sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
- l'attività di supporto logistico svolta dalla società Kwanda Suporto Logistico Lda;
- la vendita di gas naturale a Altergaz SA e a Gasversorgung Süddeutschland GmbH;
- l'acquisizione di prodotti petrolchimici dalla società Super Octanos CA sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni sui mercati
internazionali riconosciuti dei prodotti di riferimento;
- la garanzia di performance rilasciata nell'interesse della società Unión Fenosa Gas SA a fronte degli impegni contrattuali connessi
all'attività di gestione operativa;
- la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto.

I rapporti più significativi con le società possedute o controllate dallo Stato riguardano:
- la vendita e il trasporto di gas naturale, la vendita di olio combustibile nonché la compravendita di energia elettrica e l'acquisto di servizi di trasporto di energia elettrica con il Gruppo Enel;
- un contratto pluriennale di manutenzione dei nuovi impianti di produzione di energia elettrica a ciclo combinato con il Gruppo Finmeccanica;
- la compravendita di energia elettrica, di certificati verdi e il fair value dei contratti derivati inclusi nei prezzi di acquisto/cessione dell'energia elettrica con GSE - Gestore Servizi Elettrici;
- la compravendita di energia elettrica e l'acquisizione di servizi legati al dispacciamento di energia elettrica sulla rete di trasporto
nazionale e il fair value dei contratti derivati inclusi nei prezzi di acquisto/cessione dell'energia elettrica con Terna SpA.
L'analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese a controllo congiunto, collegate e controllate e con altre società possedute o controllate dallo Stato rispettivamente per gli esercizi 2007, 2008 e 2009 è la seguente:

Esercizio 2007

Esercizio 2008

Esercizio 2009

I rapporti più significativi con le imprese a controllo congiunto, collegate e controllate riguardano:
- le garanzie per affidamenti bancari rilasciati nell'interesse delle società Artic Russia BV, Blue Stream Pipeline Co BV e Raffineria di Milazzo ScpA e, limitatamente ad Artic Russia BV, la concessione di finanziamenti e il deposito di disponibilità monetarie presso le società finanziarie di Gruppo;
- il finanziamento concesso a Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH;
- il finanziamento del tratto austriaco del gasdotto Federazione Russa-Italia e della realizzazione della rete di trasporto del gas naturale rispettivamente a Trans Austria Gasleitung GmbH e a Transmediterranean Pipeline Co Ltd.

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari
L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

Incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico

Le operazioni con parti correlate fanno parte della ordinaria gestione, sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

Principali flussi finanziari 

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:


Incidenza dei flussi finanziari con parti correlate

Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

I proventi (oneri) non ricorrenti si analizzano come segue:

Proventi (oneri) non ricorrenti

La Stima onere della possibile transazione TSKJ riguarda l'onere non ricorrente, rappresentato dall'accantonamento di 250 milioni di euro relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA, della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si dà notizia nella nota n. 28 - Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi. Tale onere, benché attribuito al settore Ingegneria & Costruzioni in quanto relativo alla realizzazione di impianti di liquefazione di gas, è interamente a carico di Eni e ad esso non partecipano i terzi azionisti di Saipem per effetto della garanzia patrimoniale riconosciuta alla stessa Saipem in occasione della cessione di Snamprogetti SpA, la cui controllata Snamprogetti Netherlands BV partecipa al predetto consorzio.
Il provento relativo alla modifica dell'istituto del Trattamento di Fine Rapporto di lavoro subordinato dell'esercizio 2007, di 83 milioni di euro, è relativo all'entrata in vigore delle disposizioni della Legge Finanziaria 2007 e dei relativi decreti attuativi. Le sanzioni antitrust relative all'esercizio 2007, di 130 milioni di euro, riguardano procedimenti in corso avanti alle Autorità comunitarie.

Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2007, 2008 e nel 2009 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.